Energías Renovables en Ecuador

ENERGÍAS RENOVABLES EN EL ECUADOR SITUACIÓN ACTUAL, TENDENCIAS Y PERSPECTIVAS

Cuenca, Diciembre de 2015

© Universidad de Cuenca, 2015 Energías renovables en el Ecuador. Situación actual, tendencias y perspectivas Compiladores: Manuel Raúl Peláez Samaniego, PhD. Juan Leonardo Espinoza Abad, PhD. Varios autores.

Primera edición, diciembre de 2015 300 ejemplares ISBN: 978-9978-14-317-9 Derecho de Autor: CUE-002371

Impreso en Cuenca - Ecuador

Impresión: Gráficas Hernández Diseño y Diagramación: Fabián Cordero / Gráficas Hernández Edición, corrección de pruebas y revisión: M. R. Peláez Samaniego, J. L. Espinoza Abad, M. García Renté

Nota: El contenido de cada uno de los capítulos de este libro es de responsabilidad exclusiva de sus respectivos autores. En esta obra pueden aparecer marcas/nombres comerciales únicamente con fines ilustrativos. El uso de nombres comerciales no implica recomendación o aval de los autores para el uso de dichas marcas o productos. Todos los derechos reservados. El contenido de este libro puede ser libremente reproducido total o parcialmente siempre que se cite la fuente.

/ Contenido Sobre los organizadores/editores del libro

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Lista de autores y breve biografía

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Prefacio

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I. Políticas para la promoción de las energías renovables en el Ecuador 1.1 Introducción 1.2 Marco Teórico 1.2.1 Políticas Energéticas 1.2.2 Tipos de Políticas para el Incentivo de las ER 1.3 Políticas para el Incentivo de las ER en el Ecuador 1.3.1 Precio y Cantidad 1.3.2 Reducción de Costos 1.3.3 Inversión Pública 1.4 Indicadores de Penetración de las ER en el Ecuador 1.5 Perspectivas de las ER frente al Modelo Vigente en Ecuador 1.6 Conclusiones 1.7 Referencias y material de consulta

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II. Estado de uso de la biomasa para la producción de bioenergía, biocombustibles y bioproductos en Ecuador 2.1 Introducción 2.2 Definición y tipos de biomasa 2.3 Tecnologías para la conversión de biomasa 2.3.1 Procesos termoquímicos 2.3.2 Procesos químicos y biológicos 2.4 Caracterización y pretratamiento de la biomasa 2.4.1 Experiencias sobre briquetado de biomasa en Ecuador 2.5 Fuentes de biomasa en Ecuador 2.5.1 Cascarilla de arroz 2.5.2 Residuos de la cosecha e industrialización de caña de azúcar 2.5.3 Palma de aceite 2.5.4 Residuos de la industria de la madera 2.5.5 Residuos del cultivo e industrialización del café 2.5.6 Residuos del cultivo e industrialización del cacao

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ENERGÍAS RENOVABLES EN EL ECUADOR / SITUACIÓN ACTUAL, TENDENCIAS Y PERSPECTIVAS

2.5.7 Residuos de la cosecha de banano 2.5.8 Otros materiales lignocelulósicos agrícolas y no agrícolas 2.5.9 Otras fuentes de biomasa y biocombustibles 2.5.10 Experiencia ecuatoriana en el uso de biogás y biodigestores 2.6 Consideraciones finales 2.7 Referencias y material de consulta III. Hidroelectricidad en Ecuador 3.1 Antecedentes 3.2 Conceptos principales 3.2.1 Características de la energía hidroeléctrica 3.2.2 Estudios y diseños de una central hidroeléctrica 3.3 Sistemas de producción de energía eléctrica a partir de energía hídrica 3.3.1 Centrales hidroeléctricas 3.3.2 Proceso de generación hidroeléctrica 3.4 Potencial hidroeléctrico en el Ecuador 3.4.1 Proyectos hidroeléctricos en el Ecuador 3.5 Abastecimiento de potencia y energía en el Ecuador 3.5.1 Potencia instalada y energía 3.6 Políticas de Estado y crecimiento de la demanda 3.7 Expansión de la generación 3.8 Márgenes de reserva 3.8.1 Márgenes de reserva históricos 3.8.2 Márgenes de reserva proyectados 3.9 Comentarios finales 3.10 Referencias y material de consulta

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IV. Hidrógeno electrolítico: perspectivas de producción y uso en Ecuador 4.1 Introducción 4.2 Conceptos y estado de arte de producción y uso de hidrógeno 4.2.1 Métodos de producción de hidrógeno 4.2.2 Fundamentación teórica de la producción de hidrógeno por vía electrolítica 4.2.3 Aspectos generales de la tecnología de producción de hidrógeno por vía electrolítica 4.2.4 Costos de producción de hidrógeno 4.3 Equipos para el proceso de electrólisis: electrolizadores 4.4 Diagrama del proceso de electrólisis 4.5 Células a combustible 4.5.1 Funcionamiento 4.6 Uso vehicular de las células a combustible 4.6.1 Proyectos de demostración del uso de hidrógeno

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CONTENIDOS

para el transporte colectivo 4.7 Usos del hidrógeno 4.7.1 Uso del hidrógeno como materia prima 4.7.2 Uso del hidrógeno para el hidro-tratamiento en las refinerías 4.7.3 Uso del hidrógeno como combustible 4.7.4 Hidrógeno como refrigerante 4.8 Métodos de transporte y distribución de hidrógeno 4.9 Generación Distribuida y Cogeneración 4.10 El oxígeno como subproducto 4.11 Uso óptimo del agua en plantas hidroeléctricas: energía vertida turbinable 4.12 Estudio de pre factibilidad de producción de hidrógeno electrolítico en la Unidad de Negocio Hidropaute 4.12.1 La Unidad de Negocio Hidropaute: características operacionales 4.12.2 Caudales históricos, energía generada y energía no generada 4.12.3 Potencial energético para producir hidrógeno 4.12.4 Dimensionamiento de la planta de electrólisis 4.12.5 Análisis del costo de producción de hidrógeno electrolítico 4.13 Alternativas de uso de hidrógeno electrolítico en Ecuador 4.13.1 Uso como materia prima para producir amoníaco: Producción de hidrógeno en Guayaquil 4.13.2 Empleo en refinerías para el proceso de hidrotratamiento de petróleo pesado 4.13.3 Uso del hidrógeno para generar energía eléctrica en sistemas de cogeneración 4.13.4 Utilización de hidrógeno en buses con células a combustible 4.14 Análisis de prefactibilidad del uso de hidrógeno en buses de servicio urbano en Cuenca 4.14.1 El sistema de transporte urbano de la ciudad de Cuenca 4.15 Generación de energía eléctrica usando hidrógeno 4.15.1 Dimensionamiento de la planta de generación eléctrica 4.15.2 Análisis económico del uso del hidrógeno para la generación de energía eléctrica 4.16 Implicaciones socio-ambientales del proyecto de producción y uso de hidrógeno 4.17 Aspectos relacionados con la creación de una planta piloto 4.18 Consideraciones finales sobre este capítulo 4.19 Referencias y material de consulta

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V. Eficiencia energética y ahorro de energía en el Ecuador 5.1 Introducción 5.1.1 Cómo medir la eficiencia energética 5.2 Intensidad energética 5.2.1 Intensidad energética en América Latina y el Caribe 5.3 Indicadores de oferta y demanda de energía en Ecuador 5.4 Oferta de energía primaria en Ecuador 5.5 El consumo sectorial de energía 5.5.1 Derivados de petróleo y GLP 5.5.2 Electricidad 5.5.3 Usos finales de la Electricidad en el Sector Residencial y Comercial 5.6 Políticas y programas enfocados en la eficiencia energética del sector eléctrico ecuatoriano 5.6.1 Programa de “focos ahorradores” 5.6.2 Programa Renova (Refrigeradoras eficientes) 5.6.3 Programa de Cocinas de Inducción 5.6.4 Eficiencia Energética en el Sector Industrial 5.6.5 Alumbrado Público Eficiente 5.6.6 Vehículos híbridos y vehículos eléctricos 5.7 Nuevo esquema tarifario 5.8 La importancia de la investigación 5.9 Del SEP tradicional a las redes (eficientes) del futuro 5.9.1 ¿Qué es una red inteligente? 5.9.2 Justificación de las redes inteligentes y algunos avances en el mundo 5.9.3 Redes Inteligentes en el Ecuador 5.10 Conclusiones 5.11 Referencias y material de consulta

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VI. Energía Eólica en Ecuador 6.1 Introducción 6.1.1 Aire. Atmósfera 6.2 Definiciones sobre el viento 6.3 Formación del Viento. Tipo de Vientos 6.4 Energía del viento 6.5 Identificación de sitios eólicos 6.5.1 Sugerencias y normas para la medición de sitios eólicos 6.6 Tecnología de la energía eólica 6.6.1 Historia 6.6.2 Aerogeneradores modernos 6.7 Principio de funcionamiento de un aerogenerador 6.8 Caracterización de aerogeneradores 6.9 Consideraciones sobre operación de aerogeneradores 6.10 Aprovechamiento del recurso eólico

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CONTENIDOS

6.10.1 Potencial eólico en el Ecuador 6.10.2 Frecuencia de distribución de la velocidad del viento 6.10.3 Cálculo de la energía eólica 6.11 Conclusiones 6.12 Referencias y material de consulta

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VII. Energía Solar en el Ecuador 7.1 Introducción 7.3 Energía Solar Pasiva 7.4 Energía Solar Térmica Activa 7.4.1 Energía Solar Térmica de Baja Temperatura 7.4.2 Energía Solar Térmica de Media Temperatura 7.4.3 Energía Solar Térmica de Alta Temperatura 7.5 Energía Solar Fotovoltaica 7.5.1 Conversión Fotovoltaica 7.5.2 Parámetros que definen el funcionamiento de una célula fotovoltaica 7.5.3 Tipos de células fotovoltaicas 7.5.4 Componentes de un sistema fotovoltaico 7.5.5 Requisitos ambientales 7.5.6 Orientación de los paneles y análisis de sombras 7.5.7 Potencial Solar en el Ecuador 7.5.8 Experiencias en electrificación rural con SFV en el Ecuador 7.5.9 Método de cálculo básico de un sistema fotovoltaico doméstico 7.6 Posible integración de energía solar con energía hidráulica para la generación de electricidad 7.6.1. Funcionamiento de los hidroseguidores 7.6.2 Central solar con hidroseguidores 7.6.3 Importancia de los hidroseguidores 7.7 Conclusiones 7.8 Referencias y material de consulta

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VIII. Estado de la exploración de la energía geotérmica en Ecuador 8.1 Introducción 8.1.1 Sistemas Geotérmicos 8.1.2 Estado actual del uso de geotermia a nivel mundial 8.2 Conceptos y definiciones 8.2.1 Modelo geotérmico conceptual 8.2.2 Utilización de fluidos geotérmicos para la generación de energía eléctrica 8.2.3 Costos de instalación de centrales geo-termoeléctricas

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8.3 Aspectos históricos de la exploración de energía geotérmica en Ecuador 8.4 La energía geotérmica en Ecuador 8.4.1 Ambiente geológico 8.4.2 Descripción de las áreas geotérmicas con mayor potencial 8.4.3 Potencial geotérmico y futuro de la explotación de los sistemas geotérmicos en Ecuador 8.5 Consideraciones finales 8.6 Referencias y material de consulta

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/ Sobre los organizadores/editores del libro Manuel Raúl Peláez Samaniego es Ingeniero Mecánico (Universidad de Oriente, Santiago de Cuba, Cuba, 1996), Master en Planeamiento de Sistemas Energéticos (UNICAMP, Campinas, SP, Brasil, 2007) y Ph.D. in Biological and Agricultural Engineering (Washington State University–WSU, Pullman, WA, USA, 2014). Posee, además, postdoctorado relacionado con Biomasa, Bioenergía y Bioproductos, también en WSU (2014-2015) y ha realizado estancia de investigación en el PNNL (Pacific Northwest National Laboratory, Richland, WA, 2013). Ha sido consultor en temas energéticos para el MEER e Hidropaute (2008-2009). Se ha desempeñado como Gerente de Producción en Indalum S.A. (Cuenca-Ecuador, 1996-2005), ha sido profesor en la Universidad Politécnica Salesiana (Cuenca-Ecuador, 1996-2001) y ha dictado cursos en varios programas de postgrado en Ecuador, relacionados con Eficiencia y Ahorro de Energía, Combustibles Oxigenados y Gestión de Energía. Actualmente es Profesor Principal en la Facultad de Ciencias Químicas de la Universidad de Cuenca. El Dr. Peláez-Samaniego ha sido becario del IECE para realizar estudios de pregrado en Cuba (1991-1996), primer ecuatoriano becario del Global Sustainable Electricity Partnership (anteriormente conocido como e8 Group) para realizar estudios de maestría en Brasil, y becario Fulbright y de WSU para realizar estudios de doctorado. Ha publicado hasta la fecha alrededor de veinticinco artículos científicos relacionados con la producción y uso de bioenergía y bioproductos en varias revistas científicas (por ejemplo Renewable and Sustainable Energy Reviews, Energy, Biomass and Bioenergy, Energy Policy, Energy for Sustainable Development, Journal of Analytical and Applied Pyrolysis, Holzforschung, Wood Science and Technology, Applied Thermal Engineering). Es reviewer de varias revistas científicas nacionales e internacionales en el área de energía y bioproductos. Además, ha presentado más de una docena de trabajos relacionados con enegía y uso de biomasa lignocelulósica para la producción de energía y bioproductos en eventos científicos en Brasil, Colombia, Cuba, Ecuador, India y Estados Unidos y ha sido coautor de dos libros publicados en Brasil. Juan Leonardo Espinoza Abad es Ingeniero Eléctrico (Universidad de Cuenca, Ecuador, 1993), Máster en Energía y Ambiente (1999) del Programa conjunto entre la Universidad de Calgary y la OLADE, y Ph.D. con doble especialidad en Desarrollo Sustentable/Gestión Ambiental y Estrategia (Universidad de Calgary, Canadá, 2005). Actualmente es Profesor Principal en la Facultad de Ingeniería, Universidad de Cuenca. Ha sido además Director del Centro de Postgrados de dicha Facultad. Trabajó como docente y como Director (E) de la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Politécnica Salesiana de Cuenca. Ha dictado cursos de post-grado, sobre Energía, Gestión Ambiental y Estrategia en la OLADE, Universidad de Calgary, Universidad de Cuenca, PUCE-Quito y USFQ. Ha trabajado también como consultor técnico. En el año 2000 desarrolló un proyecto piloto de electrificación con energía solar fotovoltaica en la región amazónica. Fue Director Ejecutivo de la Comisión de Gestión Ambiental (CGA) de la I. Municipalidad de Cuenca (2005-2009). De agosto a diciembre de 2009, fue Subsecretario de Energía Renovable y Eficiencia Energética en el Ministerio de Electricidad del Ecuador–MEER. En el 2010 colaboró en la Unidad de Gestión Ambiental de la empresa pública CELEC E.P.-Hidropaute, donde fue su Gerente entre febrero de 2011 y junio de 2013. Tiene varias publicaciones a nivel internacional y sus trabajos de investigación han sido presentados en eventos académicos en varios países de América y Europa. Sus temas de investigación incluyen: energías renovables, eficiencia energética, gestión ambiental y desarrollo sostenible.

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/ Lista de autores y breve biografía Alfredo Barriga R. es Ingeniero Mecánico (ESPOL, 1974), Ph.D. (Washington State University, 1978). Estadías Postdoctorales en Pennsylvania State Univesity (1978), Ohio State University (1979). Profesor de la ESPOL desde 1980, donde ha sido Coordinador de Investigación Científica, Decano de Facultad y Vicerrector General. Fue Investigador Asociado en el Instituto de Energía Beijer de Suecia (1987-88), Profesor Visitante en la Universidad Von Humboldt, Berlin, 1994 y de Calgary, 1998, y Profesor Invitado en el Worcester Polytechnic Institute, 2006. Fue Coordinador de la Red Latinoamericana de Dendroenergía (FAO) 1990-95, y presidió la Comisión de Investigación Técnica de Investigación del Consejo de Universidades (1995-98). Ha sido profesor en la Maestría de Sostenibilidad Energética (Programa OLADE-Universidad de Calgary, 1998-2006) y en programas de Postrado de Universidad San Francisco, ESPE, ESPOCH y ESPOL. Fue Subsecretario de Calidad Ambiental 2000-2002. Ha ejecutado los proyectos Estudio de Impacto Ambiental del Uso de Gasolina Aditivada con Etanol (2008-2009), Uso eficiente de leña en ladrilleras artesanales de Ecuador y Perú (1998-2000), Estudio del uso de biogás para eliminación térmica de lixiviado de relleno sanitario (20013-14), Cogeneración para Autoabastecimiento de electricidad a partir de residuos de biomasa en agroindustrias del Ecuador (2014-15). Fue Asesor Técnico del proyecto de Evaluación y aprovechamiento de metano fugitivo en pozos petroleros, ESPOL-EPA (2008-2010). Ha presentado artículos en eventos nacionales e internacionales, así como reportes técnicos relativos al área de Sistemas Energéticos, Desarrollo Tecnológico y áreas conexas. Es además consultor en áreas de Energía e Impacto Ambiental. Andrés Montero Izquierdo es Ingeniero Mecánico (Universidad Politécnica Salesiana, Cuenca, Ecuador), MBA en Empresas Eléctricas de la Universidad Antonio de Nebrija (Madrid, España), Especialista en Energías Renovables de la Universitat Rovira i Virgili (Tarragona, España) y Doctor en Tecnologías de Climatización y Eficiencia Energética en Edificios de la Universitat Rovira i Virgili (Tarragona, España). El Dr. Montero ha realizado una estancia investigadora en el Centro Aeroespacial Alemán-DLR (Stuttgart, Alemania). Posteriormente trabajó en el Instituto Nacional de Eficiencia Energética y Energías Renovables-INER (Quito, Ecuador) como Coordinador General Técnico, donde estuvo a cargo de la coordinación y dirección de más de 15 proyectos de investigación. Su campo de investigación se centra en la energía solar y la eficiencia energética en edificaciones. Actualmente labora como investigador en la Universidad Regional Amazónica IKIAM. Antonio Barragán Escandón es Ingeniero Eléctrico (Universidad de Cuenca, Ecuador, 2002), Master en Energías Renovables (Universidad de León, España, 2010), Master en Sistemas Eléctricos de Potencia (Universidad Cuenca, Ecuador, 2012), Especialista en Tecnología y Gestión Ambiental (Escuela Politécnica Nacional, Ecuador, 2005). Actualmente es profesor de la Universidad Politécnica Salesiana en las Carreras de Ingeniería Eléctrica e Ingeniería Ambiental. Es además Consultor Ambiental calificado por el Ministerio del Ambiente, para realizar evaluaciones ambientales en el sector eléctrico. Sus temas de investigación incluyen el análisis de las políticas para el incentivo de las energías renovables y el desarrollo energético sostenible. El Ing. Barragán ha publicado 6 artículos científicos, 12 artículos de divulgación en diferentes medios (Revista Dyna de Colombia, Revista Energía de Ecuador, Revista Maskana de Ecuador, IQREPQ de España), ha formado parte de equipos de investigación como director o investigador; ha sido además becario de Fundación Carolina (España) para realizar sus estudios de Maestría.

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Eduardo Aguilera Ortiz es Ingeniero Geólogo (Universidad Central del Ecuador, 1973). Ha realizado estudios de especialización en Ingeniería Geológica, en la Universidad de Florida (USA) y sobre Geotermia, en el Instituto Internacional de Investigaciones Geotérmicas de Pisa, Italia. Su experiencia profesional se inició con el diseño de ingeniería de las Fases A y B del Proyecto Hidroeléctrico Paute y del Sistema Nacional de Transmisión (230 kV). Entre 1979 y 1983, como Jefe del Proyecto Geotérmico de INECEL, organizó y lideró la realización del Estudio de Reconocimiento Geotérmico Nacional del Ecuador y los estudios geocientíficos de prefactibilidad en las áreas de Tufiño y Chalupas. Estuvo vinculado a la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), como Experto del Programa Regional de Geotermia (1983-1986) en el que tuvo a su cargo la formulación y seguimiento de proyectos de exploración geotérmica, en las fases de reconocimiento y prefactibilidad en Colombia, Ecuador, Guatemala, Haití y Panamá, y de factibilidad en Nicaragua y El Salvador. Fue consultor del PNUD en los estudios de Prefactibilidad Geotérmica del área de Menengai-Bogoria, Kenya (1986). Se desempeñó como consultor principal de CEPAL en el Proyecto “Aprovechamiento de los Recursos Geotérmicos en América Latina y El Caribe” y en el estudio “Geotermia en el Ecuador: Una Hoja de Ruta para el Desarrollo Sustentable”. Entre 1999 y 2002 dirigió el proyecto “Caracterización de los Acuíferos Hidrotermales del Ecuador”, auspiciado por el Organismo Internacional de Energía Atómica (IAEA). Dirigió el Proyecto “Investigación para la Utilización de la Energía Geotérmica en Chachimbiro, Imbabura”, auspiciado por la Secretaria Nacional de Ciencia y Tecnología (SENACYT (2008-2010)). Como consultor principal de la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA), entre 2011 y 2013 tuvo a su cargo el Proyecto “Desarrollo de la Energía Geotérmica en los Países Andinos; Bolivia, Colombia y Ecuador”. Esteban Albornoz Vintimilla es Ingeniero Eléctrico graduado en la Universidad de Cuenca (1992) y Doctor en Ingeniería Eléctrica de la Universidad Nacional de San Juan–Argentina (2007). Es profesor titular en la Facultad de Ingeniería, Universidad de Cuenca. Fue docente en la Universidad Politécnica Salesiana (UPS), donde también ejerció el cargo de Subdecano de la Facultad de Ciencias Eléctricas. Presidente del Colegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos del Ecuador 2006-2007. Desde el 2009 preside la Comisión de Integración Energética Regional capítulo Ecuador (ECUACIER). Desde 1994 ocupó varios cargos en la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur, llegando a ser Director de Planificación. Asesor del Directorio de Hidropaute S.A. y luego Presidente Ejecutivo; Gerente General de la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC). Subsecretario de Electrificación del Ministerio de Energía y Minas. Actualmente es Ministro de Electricidad y Energía Renovable.

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Flavio D. Mayer es graduado en Ingeniería Química por la Universidad Federal de Santa María, Río Grande del Sur, Brasil (2006), posee maestría en Ingeniería de Producción (2009) y Doctorado en Ingeniería Química por la misma universidad. El Dr. Mayer cuenta con experiencia en el área de Ingeniería Química, con énfasis en Energías Renovables. Actúa principalmente en los temas de biomasa, evaluación de viabilidad económica de proyectos de energía renovable, producción de electricidad usando biomasa, así como destilación de etanol combustible. Actualmente es profesor adjunto del Departamento de Ingeniería Química de la Universidad Federal de Santa María, donde dicta cursos en dicho departamento y en el programa de Especialización en Eficiencia Energética.

SOBRE LOS AUTORES

Francisco Eugenio Vásquez Calero recibió los títulos de Ingeniero Eléctrico y Programador de Computadores en la Universidad de Cuenca, Ecuador. Es Máster en Técnicas de Energías Renovables en la Ingeniería, Arquitectura y Agricultura de la Universidad Internacional de Andalucía. Actualmente es Docente de la Universidad de Cuenca y de la Universidad del Azuay, donde se ha desempañado como Director de la Escuela de Ingeniería Electrónica. Ha sido docente en varios programas de maestría relacionados con gestión tecnológica y de energía en Ecuador, Perú y España. Ha trabajado en diversos proyectos de aplicación de las energías renovables, particularmente en el sector rural ecuatoriano. El Ing. Vásquez ha sido además conferencista dentro y fuera del país en temas relacionados con energía solar. Fue además ganador del Primer Premio en el Concurso Internacional “Desarrollo local en Andalucía y América Latina”, Fundación Pablo de Olavide, Sevilla-España, Enero del 2002, con el proyecto “Electrificación Fotovoltáica para la Comunidad de Tuutin Entza”. Gustavo Arturo Riveros Godoy es graduado en Bioquímica por la Facultad de Ciencias Químicas de la Universidad Nacional de Asunción (Paraguay) (2004), especializado en el área de Evaluación y Gestión de Impactos Ambientales en la misma Universidad. M.Sc. en Planificación de Sistemas de Energía (Aárea de Concentración: Tecnología del Hidrógeno) por la UNICAMP (Universidad Estadual de Campinas), Brasil. Doctor (Ph.D.) por la misma universidad, con la Tesis: Hydrogen highway Brazil–Paraguay: technical, economic and environmental analysis. Especializado en Termo-economía en la Universidad de Génova, Italia (2013). Actualmente coordina el Núcleo de Eficiencia Energética del Centro de Innovación en Automatización y Control del Parque Tecnológico ITAIPU. Jaime Martí Herrero es licenciado en Ciencias Físicas (ULL, España, 2000) y Doctor en Ciencias Físicas en 2006 (UNED, España) trabajando en el Centro de Investigaciones Energéticas, Medio Ambientales y Tecnológicas (CIEMAT, España). Desde 2008 es investigador del Centre Internacional de Mètodes Numèrics en Enginyeria (CIMNE, España). Desde 2001 ha participado en el diseño e instalación de más de 1000 biodigestores, desde la escala doméstica a la industrial, adaptando tecnologías sencillas a climas fríos. Ha trabajado en toda Latino América (especialmente en la región andina) vinculado a la investigación, desarrollo e implementación de biodigestores como tecnología apropiada. Tiene varias publicaciones científicas sobre biodigestores y ha publicado dos libros. Ha participado en la elaboración de los Programas Nacionales de Biodigestores de Bolivia y Perú, que asesora en la actualidad. Desde 2014 realiza una estancia en el Instituto Nacional de Eficiencia Energética y Energías Renovables (INER, Ecuador) a través de una beca del programa PROMETEO. Jesús A. García Nuñez Ingeniero Sanitario de la Universidad del Valle (Cali, Colombia), Master of Science de la Universidad de Georgia, Athens (Georgia, USA), Ph.D in Biological and Agricultural Engineering de la Washington State University (WSU), Pullman, WA, USA, 2015. Ha laborado más de 20 años en el Centro de Investigación en Palma de Aceite, CENIPALMA, en Colombia en donde ha impactado en investigación aplicada en temas como tratamiento de los efluentes de las plantas de beneficio, mejoramiento de los procesos de extracción en palma de aceite, pruebas en ruta para estudiar la factibilidad del uso de biodiesel de palma en flotas de transporte masivo y de carga, análisis de ciclo de vida del biodiesel en Colombia, y más recientemente su investigación se ha enfocado en la búsqueda de opciones para convertir una planta de beneficio del fruto de la palma de aceite en una bio- refinería mediante el aprovechamiento integral de la biomasa residual.

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José Jara Alvear es Ingeniero Eléctrico (Universidad Politécnica Salesiana-Cuenca, 2003) Máster en Energías Renovables (Universidad de Zaragoza, España, 2005) y actualmente candidato a PhD en el Centro de Investigaciones para el Desarrollo ZEF (Universidad de Bonn, Alemania, 2015). Ha participado en la puesta en marcha y operación de los parques eólicos del Ecuador en las islas Galápagos, y Villonaco, en Loja. Es además consultor y recientemente ha construido el primer barco solar del Ecuador (SOLARIS, Galápagos). Sus temas de investigación incluyen el uso de energías renovables en sitios aislados, eficiencia energética, movilidad eléctrica y sistemas de información geográficos. Juan Chávez Cárdenas recibió el título de Ingeniero Eléctrico en la Facultad de Ingeniería, Universidad de Cuenca, Ecuador, en 1998. Es además Máster en Administración de Negocios del Sector Eléctrico (Escuela Politécnica Nacional, Quito, Ecuador, 2014). Actualmente es Subgerente de Producción en la Unidad de Negocio Hidropaute de la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP, a cargo de las centrales hidroeléctricas Mazar, Molino y, próximamente, Sopladora. Luis Eduardo Urdiales Flores es Ingeniero Eléctrico (Universidad de Cuenca, Ecuador, 2002), Máster en Sistemas Eléctricos de Potencia (Universidad de Cuenca, Ecuador, 2015). Actualmente es Director en Morona Santiago de la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C. A., y está a cargo de la Unidad de Energías Renovables. Ha trabajado en el Proyecto Yantsa ii Etsari (2010 - 2015) que lleva adelante la misma empresa. Manuel García Pérez es Ingeniero Químico (Universidad de Oriente, Santiago de Cuba), Master en Ingeniería de Procesos (Universidad de Oriente), Master en Ingeniería Química (Laval University, Québec, Canadá) y Ph.D. en Ingeniería Química (Laval University, Québec, Canadá). El Dr. Garcia-Perez ha realizado postdoctorados en la University of Georgia (Estados Unidos) y en la Monash University (Melbourne, Australia). Actualmente labora como Associate Professor en Washington State University, Pullman, WA, USA. Ha publicado más de 60 artículos en revistas científicas de alto impacto y varios capítulos de libros en temas relacionados con el uso de biomasa para la producción de energía y en los conceptos que sustentan la pirólisis de la biomasa. Posee varias patentes en la misma temática. Ha sido conferencista invitado en más de 50 eventos científicos en Italia, Colombia, Ecuador, Estados Unidos, Bélgica, Dinamarca, España, Francia, China, Holanda, India, entre otros países. El Dr. Garcia-Perez es editor asociado de la revista Biomass and Bioenergy.

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Manuel García Renté es graduado de Ingeniero Electricista en Control Automático, Universidad de Oriente, Cuba (1970), Doctor en Ciencias Técnicas (Cuba, 1995). Cursó un Postgrado en Matemática Estadística en San Petersburgo, Rusia en 1987. Ha sido profesor de Matemática, Instrumentación, Teoría de Control y Metodología de la Investigación de los Departamentos de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Oriente y del Instituto Superior Minero Metalúrgico de Moa (ISMM) hasta 2008, diseñador, coordinador y profesor de la Maestría de Electromecánica, y profesor del Doctorado Curricular de Electromecánica en Cuba y Venezuela. Ha dirigido más de 100 Trabajos de Diploma (pregrado en Ingeniería) y varios Proyectos de Investigación. Ha sido Profesor Invitado de Teoría de Control de la Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia en 1997. Desde 2009 labora como profesor en la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Cuenca, Ecuador. Ha sido Profesor Invitado en maestrías en la Universidad Politécnica Salesiana (Cuenca) y en la Universidad Nacional de Loja. Ha sido además Coordinador y Profesor de la Maestría de Gestión y Planificación Energética de la Universidad de Cuenca. Autor de

SOBRE LOS AUTORES

Patente de Invención por “Método y Dispositivo del Tiempo de Residencia” en 1990. Autor de un Hidromotor Solar que permite el seguimiento sincrónico del Sol con Fotocaptadores. Paúl Martínez Mosquera es Ingeniero Eléctrico (Universidad de Cuenca, Ecuador, 1997), posee una Maestría en Gestión Tecnológica (Universidad de Cuenca, 2010) y un Diplomado en Auditorías Ambientales (Universidad de Cuenca, 2003). Ha trabajado como Gerente del Proyecto Unidades Educativas del Milenio del Ministerio de Educación del Ecuador (2011-2012), Director Ejecutivo de la Unidad Educativa CEDFI, Gerente de Electrónica Control y Sistemas Cia. Ltda., y como consultor técnico en el sector privado. Actualmente trabaja como Especialista Ambiental en CELEC EP- Hidropaute. Paúl Urgilés Buestán es Ingeniero Civil (Universidad de Cuenca, Ecuador, 2001), Máster en Gestión de Proyectos (Escuela Superior Politécnica del Litoral, Ecuador, 2007), Máster en Gestión Ambiental (Universidad de las Fuerzas Armadas ESPE, Ecuador, 2011) y Project Management Professional-PMP Certificado (2013). Actualmente es Gerente de la Unidad de Negocio Hidroazogues, perteneciente a la Corporación Eléctrica del Ecuador – CELEC E.P. Pedro Espinoza Hernández es Ingeniero Civil (Universidad de Cuenca, Ecuador, 2009), Especialista en Estructuras (Universidad de Cuenca, Ecuador, 2015). Actualmente labora como analista técnico en la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP-HIDROPAUTE). Santiago Torres Contreras se graduó de Ingeniero Eléctrico en la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Cuenca (1998). El título de Doctor en Ingeniería lo recibió del Instituto de Energía Eléctrica de la Universidad Nacional de San Juan, en Argentina, en el año 2007. Desde el año 2010 al 2013 el Dr. Torres trabajó como miembro Postdoctoral del Departamento de Sistemas de Energía de la Universidad de Campinas (UNICAMP), en el Estado de São Paulo- Brasil. El Dr. Torres también realizó una estancia como investigador visitante en la Escuela de Ingeniería Eléctrica y Computación de la Universidad de Cornell en Estados Unidos en el año 2011. Actualmente se desempeña como Profesor Asistente en la Facultad de Ingeniería, Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Cuenca en Ecuador. Los intereses de investigación son la planificación y operación de sistemas de transmisión y distribución de energía eléctrica, la inteligencia computacional y optimización aplicada a redes inteligentes de energía eléctrica, y los sistemas de energía eléctrica renovable. Stalin Vaca Cordero es Ingeniero Eléctrico (Universidad de Cuenca, Ecuador, 2000). Tiene un Master Europeo en Energías Renovables por la Universidad de Zaragoza (España, 2007). Ha trabajado en los diferentes componentes de los sistemas de energía eléctrica: distribución, transmisión y generación. Es actualmente representante legal y técnico de la compañía española de ingeniería SISENER INGENIEROS S.L. en el Ecuador. Ha desarrollado diversos proyectos en el área de eficiencia energética y energías renovables que van desde la pequeña escala, como electrificación rural con SHS, hasta la gran escala, como plantas de generación fotovoltaica, eólica o centrales hidroeléctricas, incluyéndose redes transmisión y sub-transmisión. Tsai García Pérez es Ingeniera Química (Universidad de Oriente, Santiago de Cuba, 1994), Master en Ingeniería Química (Universidad Estatal de Campinas–UNICAMP, Campinas, SP, Brasil, 2007), Doctora (Ph.D.) en Ingeniería Química (UNICAMP, 2010) con especialización en Ciencia y Tecnología de Polímeros. La Dra. García posee un segundo Ph.D. in Chemical Engineering, obteni-

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do en la Washington State University–WSU (Pullman, WA, USA, 2015), con especialización en nano-biocomposites. Posee, además, postdoctorado en el área de Procesamiento y Tecnología de Polímeros y Compuestos Madera-Plástico en el “Composite Materials and Engineering Center”, Civil and Environmental Engineering Department, WSU (Pullman, WA, USA). La Dra. García ha sido docente en la Universidad de Cuenca y en la Universidad Politécnica Salesiana (Cuenca, Ecuador). Sus áreas de experticia incluyen: nano-materiales y nano-compuestos, carbón (activado), enzymatic biofuel cells, polímeros naturales y sintéticos, compuestos polímeros-madera, tecnología de plasma y fenómenos de adhesión, temas en los que posee varias publicaciones científicas y presentaciones en eventos científicos y académicos en Brasil, Ecuador, México y Estados Unidos. Ha sido becaria de CNPq y de WSU para realizar estudios de doctorado en Brasil y Estados Unidos, respectivamente.

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Prefacio

La energía es un elemento fundamental para el desarrollo y funcionamiento de las sociedades contemporáneas. Todos dependemos, directa o indirectamente, en mayor o en menor medida, tanto de la electricidad como de la energía disponible en los combustibles que usamos. En la actualidad se observa que dicha dependencia se acentúa en la mayoría de los países, aspecto que es visible con solo acceder a las estadísticas de oferta y consumo de energía. En el caso de Ecuador, la producción de energía primaria creció 25 % en los últimos once años (desde 2003 hasta 2013) y el consumo final de energía creció 59 % en el mismo período. Sin embargo, la presencia de las energías renovables en la matriz energética del país es todavía ínfima, pues cerca de 95 % de la energía primaria producida está constituida por combustibles fósiles (91 % petróleo y 4 % gas natural) y solo alrededor de 5 % corresponde a energías renovables (principalmente hidráulica y biomasa). Estas estadísticas reflejan la enorme dependencia de nuestro país sobre las fuentes fósiles de energía. Una pregunta oportuna es: ¿Hasta cuándo vamos a contar con fuentes no renovables de energía como fuente primaria de energía? Ventajosamente, en el país se está tomado conciencia sobre estos aspectos y hoy es frecuente escuchar, en varias esferas de la sociedad, planteamientos y discusiones sobre la necesidad de incursionar en un uso más extensivo y eficiente de las energías renovables que disponemos. Asimismo, es gratificante ver que buena parte de la ciudadanía está familiarizada con los conceptos de energía renovable y no renovable. A la par, varios programas y cursos de pregrado y postgrado en diferentes centros de educación superior en el país abordan los temas de energías renovables y de eficienca energética. La idea de publicar el presente libro nació en el año 2011. Los editores observamos que, a pesar de los avances que se estaban dando en el tema energético en Ecuador, ya sea por la proliferación de programas y cursos de pregrado y postgrado relacionados con energías renovables, gestión de energía y/o eficiencia energética, o por la notable incursión del Estado en una mayor explotación de algunas fuentes de energía renovable, no existe un texto o fuente de consulta recopilando lo que se ha hecho, lo que se viene haciendo, y lo que se podría hacer en el país respecto a las energías renovables.

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Este libro no pretende abordar las energías renovables en el país de forma exhaustiva, ni busca ser la última palabra sobre este tema. El objetivo es, más bien, presentar ideas y elementos que sirvan de punto de partida para una discusión amplia que involucre a más profesionales y científicos que actualmente trabajan en el tema energético en el Ecuador. Por lo tanto, además de abordar brevemente los conceptos básicos sobre las principales fuentes renovables de energía disponibles en el país, su potencial, el estado de su exploración y/o explotación y las experiencias adquiridas, se proponen también acciones que podrían ser llevadas a cabo para una adecuada expansión y mejor aprovechamiento de las energías renovables. En ese sentido, el libro busca llegar no solo al sector académico sino también a las personas e instituciones que generan políticas energéticas, toman decisiones o invierten en el sector energético del Ecuador. Para un país pequeño como el nuestro, pero con abundante disponibilidad de fuentes renovables, es muy oportuno contar con un texto de consulta escrito por profesionales que trabajan directamente en cada área y pueden transmitir experiencias de manera oportuna y adecuada. El carácter multidisciplinar del libro radica en la diversidad de formación académica y científica de los autores. En parte por este motivo, la secuencia de los capítulos presentados no refleja un orden pre-establecido. Los editores valoramos y agradecemos el esfuerzo realizado por los autores de cada capítulo para que sus contribuciones a este libro hayan sido llevadas de la manera más profesional y completa posible. Sin dicho invaluable aporte no hubiera sido posible la conclusión de esta obra. Finalmente, queremos dejar constancia de nuestra enorme gratitud a la Universidad de Cuenca y sus autoridades (MS. Ing. Fabián Carrasco y MS. Ing. Silvana Larriva, Rector y Vicerrectora, respectivamente) y a la Unidad de Cultura, por el apoyo brindado para la impresión del libro.

M.R. Peláez Samaniego / J. L. Espinoza Abad

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Políticas para la promoción de las energías renovables en el Ecuador Antonio Barragán Escandóna / Juan Leonardo Espinoza Abadb (*)

1.1 / Introducción

Facultad de Ingeniería Eléctrica, Universidad Politécnica Salesiana, Cuenca, Ecuador. b Departamento de Ingeniería Eléctrica, Electrónica y Telecomunicaciones - DEET, Universidad de Cuenca, Cuenca, Ecuador. a

* Forma de referenciar este capítulo: Barragán Escandón, A., Espinoza Abad, J.L., 2015. Políticas para la promoción de las energías renovables en el Ecuador. En: “Energías renovables en el Ecuador. Situación actual, tendencias y perspectivas”, Editores: Peláez Samaniego, M.R. y Espinoza Abad, J.L. Universidad de Cuenca. Gráficas Hernández, Cuenca, Ecuador.

En la actualidad todavía se debate sobre cómo definir de manera precisa el término energía renovable y cómo distinguir energía renovable de energía no renovable. Este debate es sin duda inevitable debido a que diferencias en estas interpretaciones podrían impactar políticas energéticas, marcos regulatorios, o cualquier otro mecanismo que pudiera servir para promover las energías renovables en un país o sociedad (TREIA, n.d.). Una definición corta que se acoge en este libro es la adoptada por la Agencia Internacional de Energía (IEA–International Energy Agency) (IEA, 2015): “Energía renovable es la energía derivada de procesos naturales que son sustituidos a una velocidad mayor que la que son consumidos. Formas comunes de energía renovable son la energía solar, energía eólica, energía geotérmica, energía hídrica, asi como algunas formas de biomasa”. Una definición ligeramente más amplia, adoptada por la Texas Renewable Energy Industry Alliance, señala que energía renovable es “Cualquier recurso que es regenerado naturalmente en un periodo corto de tiempo y derivado directamente del sol (por ejemplo térmica, fotoquímica o fotoeléctrica), indirectamente del sol (por ejemplo eólica, hídrica, o energía fotosintética almacenada en la biomasa), o de otros movimientos y mecanismos naturales del planeta o medio ambiente (como es el caso de la energía geotérmica y de las olas). La energía renovable no incluye recursos derivados de combustibles fósiles, residuos de combustibles fósiles, o residuos de fuentes inorgánicas” (TREIA, n.d.). En términos generales, las fuentes de energía renovable pueden ser clasificadas también en convencionales (por ejemplo hidráulica) y no convencionales (por ejemplo la energía solar). A pesar de que a nivel mundial de que los costos de producción de la energía proveniente de fuentes renovables no convencionales han ido disminuyendo a través de los años y su madurez tecnológica se va consolidando, todavía existen limitaciones para que estas tengan un importante rol frente a la energía proveniente de fuentes convencio-

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nales, como la hidroelectricidad a gran escala o la energía termoeléctrica. A diferencia de la energía eléctrica que utiliza combustibles fósiles y que en el Ecuador, hasta 2013 representó cerca del 50 % del total de la energía generada, las energías renovables (ER) son consideradas sustentables pues, por sus características, pueden aportar a las necesidades energéticas sin reducir la disponibilidad de energía en el futuro. A ello se suma el menor impacto ambiental que las ER provocan, así como que están distribuidas, promueven la mano de obra local y constituyen un recurso autóctono, lo cual tiene directo impacto en la anhelada soberanía energética de cualquier país o región. Varias son las ventajas que se exponen para que el público acepte este tipo de tecnologías. Sin embargo, al ser más intensivas en capital (si se las compara con las tecnologías que utilizan recursos fósiles), sus costos las hacen menos atractivas al momento de elegirlas como

sustitutos de las generadoras convencionales. En la Figura 1.1 se indican, en dólares americanos (USD), los costos promedio de generación e inversión para diferentes tecnologías. En la mencionada tabla se presentan además los rangos de variación de esos costos (ver valores en corchetes). Otros inconvenientes que pueden ser decisorios al momento de elegir a las ER, es que, a pesar de que pueden reducir los problemas asociados con el acceso y disponibilidad de energía, no necesariamente pueden eliminarlos. Por ejemplo, los recursos renovables son intermitentes (energía solar y eólica), y esto las hace depender de la presencia o no del recurso; es decir, no están disponibles en función de las necesidades del sistema al que suministran energía. En el caso ecuatoriano, se podría añadir el hecho de que el país es productor de petróleo y que dispone de un gran potencial hidroeléctrico todavía no aprovechable.

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Figura 1.1 / Costo promedio de inversión (USD/kW) y generación (USD/kWh) para diferentes tecnologías de generación eléctrica. Fuente: (Larsson et al. 2014; Pazheri, Othman, & Malik, 2015)

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POLÍTICAS PARA LA PROMOCIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN EL ECUADOR

Antonio Barragán, Juan Leonardo Espinoza

Frente a las evidentes ventajas de las energías renovables y sus restricciones para que se incremente su participación en las matrices energéticas, diversos países están buscando opciones para incentivar su uso. En muchos países, los objetivos a corto, mediano y largo plazo apuntan a que las ER jueguen un importante rol. En Europa, por ejemplo, se busca que para el año 2020, su porcentaje de contribución sea del 20 %. En el Ecuador, el objetivo del Ministerio de Electricidad y Energías Renovables es que, para el 2020, el 86 % de la electricidad provenga de generación hidroeléctrica, y un 2 % por tecnologías renovables no convencionales (1 % solar y eólica, 1 % biomasa). El resto se espera que provenga de energía termoeléctrica e importaciones (9 % y 3 %, respectivamente) (MEER, 2008).

El objetivo de este capítulo es analizar las políticas y el marco normativo existente en el Ecuador (el mismo que se ha ido modificando en los últimos años) para incentivar el uso de las energías renovables en el país. Se describen, además, cuáles han sido los resultados logrados y las perspectivas futuras de estas fuentes en el Ecuador. Sin embargo, debido al enfoque planteado en el capítulo, no se pretende analizar las condiciones bajo las cuales las tecnologías de ER pueden funcionar o si estas pueden ser extendidas a gran escala.

1.2 / Marco Teórico Al buscar la introducción de las ER como parte de la matriz energética de un país o región no solo se plantean nuevas tecnologías, sino se apuesta a un cambio institucional que incluye elementos económicos, sociales y ambientales no considerados previamente. Esta evolución institucional involucra transiciones entre tres aspectos denominados “pilares”: normativo, cognitivo y regulativo (Scott, 1995). Para Scott (1995), el aspecto normativo generalmente toma la forma de procedimientos estándares de operación (industria) o en el currí-

culo educativo (universidad), mientras que el aspecto cognitivo tiene que ver con la cultura (palabras, símbolos) que tiende a legitimar una nueva realidad. Los aspectos de orden regulativo (o legal) generalmente toman la forma de regulaciones, las cuales guían la acción de las organizaciones por coerción o amenaza de sanciones legales. Los argumentos para la promoción de las ER sostienen la necesidad de considerar los tres pilares institucionales, principalmente los aspectos regulatorios, que deben convivir con las reglas hechas para los sistemas de generación eléctrica convencional. En este sentido, las políticas enfocadas a la promoción de las ER podrían verse inicialmente inequitativas. Sin embargo, los argumentos que exponen su necesidad asumen la falta de sostenibilidad del modelo energético actual, así como una planificación que no considera los problemas socio-ambientales futuros o excluye las externalidades (Komor, 2004). Entre dichos argumentos se destacan:

•

El precio de la energía convencional no recoge los costos externos ambientales y sociales; es decir, los costos asociados a la remediación de los procesos contaminantes, a la salud o al impacto visual. Se ha estimado que los costos externos asociados a la generación termoeléctrica varían en un rango de 2,4 a 8,12 USDcent/kWh (Longo, Markandya, & Petrucci, 2007).

• La elección de las tecnologías convencio-

nales se efectúa ignorando los problemas que se puedan presentar, ya sea por la disminución de recursos no renovables o el cambio climático. Se trata, por lo tanto, de supuestos en los que existe una relación con el medioambiente y la sociedad, y por ello se establece un mecanismo de retribución basado en incentivos y garantía de compra de energía “limpia” (Hernández, 2005).

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La sostenibilidad y seguridad energética también han jugado un importante papel en el desarrollo de las ER. Es así que a inicios de los años setenta (crisis y embargo del petróleo en 1973), la industria comenzó a interesarse en nuevas fuentes energéticas autóctonas e “inagotables” (Singh & Sood, 2008). Por otro lado, y como se mencionó anteriormente, la promoción de las ER responde a un cambio institucional del sector eléctrico y debe considerarse como un cambio de política energética a nivel de estados. Esto implica que, necesariamente, las ER requieren un apoyo gubernamental ya que, aun cuando algunas han alcanzado etapas de madurez tecnológica, es necesario un tiempo para que su uso se extienda. Existen abundantes pruebas de que la intervención del gobierno no siempre reduce el crecimiento económico y que en algunos casos se necesita dicha intervención para promover algún sector determinado (Ayres, 2001). Como bien señala Ayres (2001), el radar, el internet o los sistemas solares fotovoltaicos, por citar algunos casos, arrancaron como aplicaciones muy específicas del gobierno de Estados Unidos y hoy se han difundido alrededor del mundo. 1.2.1 / Políticas Energéticas

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El desarrollo de las políticas energéticas que se establezcan para el impulso de las ER depende principalmente de la estructura del sector eléctrico. Así, en forma general se han implementado dos grandes modelos: uno vertical y otro de libre mercado (también conocidos como sistemas regulados y sistemas no regulados) (Hernández, 2005; Singh & Sood, 2008). En el primer caso se tiene un modelo monopólico, en donde el precio de la electricidad es fuertemente supervisado por el Estado, mientras que en el segundo, el precio está dado por un mercado abierto en competencia (Komor, 2004). El segundo modelo ha sido la tendencia en las últimas dos décadas alrededor del mundo. Ecuador, a partir de 1996, intentó consolidar dicho modelo, separando la generación, transmisión, distribución y comercialización y propiciando un proceso de privatización del sector eléctri-

co. A partir del año 2008, cuando se expide la Constitución vigente de la República, y sobre todo debido a que los objetivos planteados en la adopción de un modelo de mercado no se cumplieron, se regresó a un modelo público de empresas generadoras, distribuidoras y una de transmisión, controladas por un regulador y operador también estatales. El actual modelo en el Ecuador, además, establece a todas las formas de energía como sectores estratégicos, y en el caso de la energía eléctrica, el Estado es responsable de su provisión. En un modelo de mercado, la intención es crear políticas y condiciones que permitan la participación de nuevos actores y nuevas tecnologías, además de asegurar que el mercado (el cliente) elija su uso. En un modelo centralizado, la planificación es fundamental para el ingreso de las nuevas tecnologías. Aunque en cualquiera de los dos modelos se pueden encontrar ventajas y desventajas, el desarrollo de las ER estarán enmarcadas en cómo se adapten a convivir y competir con las tecnologías tradicionales (Komor, 2004). La elección de las políticas de promoción de las ER, por ende, no dependerá tanto de sus posibles fortalezas (y debilidades), sino de consideraciones pragmáticas, como la capacidad de construir un consenso político e institucional en torno a la utilización de determinadas opciones. La situación contextual e individual de los países, su economía, desarrollo tecnológico, estado de la red, percepción de los habitantes, así como la eficacia, el costo y la facilidad de implementación, son determinantes para definir las políticas más adecuadas. 1.2.2 / Tipos de Políticas para el Incentivo de las ER Una política, por definición, es una forma de intervención que intenta lograr algún objetivo, que no podría conseguirse si no se implementa dicha política (Komor, 2004). En particular, una política energética es una política sectorial de la política socio-económica, a largo plazo, de un país (CEPAL, OLADE, & GTZ, 2000). El debate

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para la promoción de las energías renovables se ha centrado en identificar los instrumentos más efectivos que permitan incrementar su penetración y, puesto que los costos asociados a la producción de energía renovable son generalmente más altos que la que proviene de recursos fósiles, sea cual sea el instrumento elegido, “alguien” deberá pagar un costo extra (Longo, Markandya, & Petrucci, 2007). Se puede incluso desarrollar modelos de políticas dependiendo del tipo de tecnología, su etapa de desarrollo (prueba, diseño y penetración), costos, rendimiento u otras características. Muchas políticas pueden ser concebidas para la implantación de tecnologías de energía renovable. Estas se establecen por medio de instrumentos tales como incentivos y regulaciones. Los incentivos son políticas que abordan directamente las barreras económicas y financieras a las energías renovables, y que son, por definición, voluntarias. La incorporación de incentivos puede lograr objetivos de penetración posibilitando la eliminación de barreras para la inversión, actuando sobre la racionalidad de los actores del sistema (CEPAL, OLADE, & GTZ, 2000). Sin embargo, estas se consideran efectivas pero no siempre eficientes, considerando los recursos que se deben aportar para asegurar una nueva fuente renovable (Komor, 2004).

Las regulaciones (leyes, reglamentos, etc.), por otro lado, no son voluntarias y buscan que no haya barreras económicas para el desarrollo de las ER en base a una nueva estructura y funcionamiento del sector (CEPAL, OLADE, & GTZ, 2000). Sin embargo, las diferencias entre incentivos y regulaciones no siempre son claras y, en la práctica, es común encontrar políticas que incorporan tanto aspectos regulatorios como incentivos, como se resume en la Tabla 1.1. Dependiendo de su alcance, las políticas para promover las energías renovables se dividen en tres grupos principales (Beck & Marniot, 2004): 1) aquellas que definen un precio y cantidad de ER –Price Setting and Quantity Forcing Policies-, 2) las que reducen costos de inversión –Cost Reduction Policies; y, 3) políticas de inversión pública para facilitar y acelerar su incorporación –-Public Investments and Market Facilitation Activities. La primera categoría está basada en la producción de energía, mientras que la segunda está basada en la inversión y la tercera requiere una directa intervención del Estado. En la Tabla 1.1 los autores identifican 7 mecanismos implantados en el Ecuador, que serán desarrollados más adelante, y que encajan en las categorías anteriores.

Tabla 1.1 / Categorías de políticas establecidas en el Ecuador. Política

Mecanismo

Tipo*

Price Setting and Quantity Forcing Policies (precio y cantidad)

Tarifa regulada Objetivos nacionales Mecanismos de mercado

R, I R, I R, I

Cost Reduction Policies (reducción de costos)

Incentivos financieros

I

Public Investments and Market Facilitation Activities (inversión pública)

Fomento a la inversión pública Investigación y desarrollo Información y prospección de localidades

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* R: Regulación; I: Incentivo (en función de lo establecido en la legislación ecuatoriana).

I R I


1.2.2.1 / Precio y Cantidad En este mecanismo se busca establecer precios favorables para promover las ER. La cantidad de generación bajo este esquema no está necesariamente especificada, pero los precios son conocidos. Por otro lado, se puede establecer una cantidad de generación, sin determinar los precios. Estos dos mecanismos, a pesar de que tienen estructuras diferentes, se los suele utilizar en conjunto (Beck & Marniot, 2004). En este esquema se identifican los siguientes casos: a) Tarifa Regulada Conocida comúnmente como Feed-in Law o Feed-in Tariff, es un esquema en el que el regulador fija una tarifa para la compra de energía que proviene de las ER, mientras que el mercado determina la cantidad de energía eléctrica generada por estas fuentes (Torres & Arana, 2010). Desde el punto de vista de mercado liberalizado, puede ser inapropiado, y su adopción debe ser bien planificada para limitar su alcance y duración, pues los subsidios establecidos pueden crear consecuencias imprevistas (Komor, 2004), (CEPAL, OLADE, & GTZ, 2000). En este caso se puede llegar a tener una importante capacidad instalada de generación renovable pero a altos costos. Por ejemplo, Estados Unidos y Alemania han manejado con éxito este tipo de políticas, mientras que Dinamarca, que promovió así su industria renovable, paulatinamente ha ido cambiando a otros incentivos tipo certificados verdes. Otros esquemas consideran tarifas diferenciadas según el tipo de tecnología, tamaño del proyecto o productividad. La vigencia de las tarifas, suele revisarse de manera periódica, y permite definir la cantidad de energía por fuente que se desea incorporar (Singh & Sood, 2008).

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El principio de un precio preferencial considera: i) que el precio fijado para la energía sea establecido a un tiempo determinado, es decir, se requiere alta seguridad en la planificación económica (el precio podría disminuir anualmente, con el objeto de crear incentivos a los

promotores para reducir costos), ii) que el precio fijado por el Estado refleje un compromiso a largo plazo de promoción, así como da garantía a las instituciones prestamistas (Rodríguez, Burgos, & Arnalte, 2003). b) Objetivos Nacionales La mayoría de los gobiernos tienen una meta anual explícita para la generación de energía renovable, como porcentaje del total de generación de electricidad. Los objetivos suelen estar definidos en función del total esperado de potencia para un año determinado. Por ejemplo, en los Estados Unidos se le llama “Renewable Portfolio Standard” y se distingue por: 1) la asignación de la responsabilidad de cumplir el objetivo de un actor en concreto (es decir, los usuarios, los minoristas o generadores), 2) tener una penalización sustancial por no cumplir con los objetivos (Komor, 2004). Si bien este instrumento es simple y los costos y riesgo disminuyen a la vez que se asegura una cantidad determinada de generación, tiene como inconveniente el trato desigual que da a las diferentes tecnologías. También puede darse el caso de que los objetivos se establezcan sin consideraciones económicas o técnicas (Komor, 2004). c) Mecanismos de Mercado En este grupo se incluyen los denominados “certificados verdes”. Un certificado verde es un instrumento basado en el reconocimiento de que una ER ofrece dos productos: electricidad a la red y beneficios al medio ambiente (es decir, se considera la reducción de gases de efecto invernadero, principalmente CO2). Los atributos ambientales en este caso son representados por un certificado verde (Green Certificate), el mismo que es comerciable en un mercado secundario (Komor 2004). Al ser más económico reducir las emisiones en un país que en otro, el comercio puede ser transfronterizo. La dificultad radica en lo complejo que es cuantificar las emisiones evitadas, así como su implementación o administración. La experiencia reciente

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con la implementación del protocolo de Kyoto es un ejemplo de dichas dificultades. 1.2.2.2 / Reducción de Costos Este mecanismo permite reducir los costos de las inversiones que se realicen al utilizar tecnologías de ER, ya sea vía subsidios, reducción de tasas, aranceles o préstamos preferenciales. En este esquema se crean incentivos financieros destinados a reducir los costes iniciales y los riesgos asociados para ayudar a los proyectos de energía renovable a establecerse. Las medidas financieras incluyen reducción de tasas y costos más bajos para promover la inversión, aceleración de la depreciación o eliminación y reducción de impuestos en la importación de tecnología (Singh & Sood, 2008). En el caso de la aceleración de la depreciación, lo que se busca es que los inversionistas reciban beneficios financieros más pronto que si se aplicaran las reglas comunes de depreciación (Beck & Marniot, 2004).

esquema está relacionado con la incorporación de las externalidades en el precio final de la energía; así, la ayuda estatal propicia a que se internalicen estos costos a nivel de la sociedad, en particular en el sector energético (Singh & Sood, 2008). b) Investigación y Desarrollo

Adicionalmente, el papel del gobierno no se limita a la política descrita, ya que la compra de energía limpia puede incentivar aún más la inversión (Suarez & Utterback, 1995). Por ejemplo, en Canadá varios gobiernos provinciales y municipales fueron los primeros clientes en comprar electricidad proveniente de parques eólicos privados.

El desarrollo de nuevas tecnologías es un requisito clave para la expansión del uso de las fuentes de energía renovable. Dado que los recursos renovables varían tanto por región, los esfuerzos estatales y locales podrían desempeñar un papel útil en la promoción de su desarrollo (Asmus, 2000). Un ejemplo de éxito es lo que ha sucedido con Dinamarca que, a partir de la crisis del petróleo en la década de los setenta del siglo pasado, el gobierno patrocinó programas de investigación. De esta forma pasó a ser de un país 100 % dependiente de recursos fósiles importados, a ser actualmente exportador de energía, donde la energía eólica aporta con alrededor del 20 % de la electricidad producida. Además, Dinamarca es el tercer proveedor de tecnología eólica a nivel mundial (Sovacool, 2013). El caso de Malasia también resulta interesante, pues el apoyo estatal se ha dirigido a instituciones académicas que han explorado nuevas fuentes de energía y sus posibilidades de utilización (Saidur, Islam, Rahim, Solangi, 2010).

1.2.2.3 / Inversión Pública

c) Información y Prospección de Localidades

Este tipo de mecanismos considera la inversión directa del Estado para desarrollar proyectos con ER, o destinar fondos para educación, investigación y desarrollo, donde se destaca la prospección y zonificación de recursos renovables. En esta categoría se encuentran: a) Desarrollo de Proyectos desde el Estado

Los programas estatales pueden incluir la valoración de acceso a la red o zonificación de las distintas fuentes de energía. En el estado de California en Estados Unidos y la India se ha dispuesto por ejemplo de estaciones de medición del recurso viento que brindan importante información a los desarrolladores de proyectos eólicos (Beck and Marniot, 2004).

En este caso el Estado financia la construcción de proyectos de energía renovables. Esto generalmente está en función de objetivos nacionales o regionales impuestos. En ocasiones este

De los mecanismos mencionados el llamado Feed-in Tariff, o de tarifa regulada, es el que globalmente ha demostrado mayor efectividad y eficiencia para promover las ER (Torres

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and Arana, 2010). Para el año 2010, el 64 % de la capacidad en energía eólica y el 87 % en energía fotovoltaica, han sido instalados bajo este mecanismo (Jacobs et al., 2013). Perú, Bolivia, Brasil, Argentina, son países en Latinoamérica que tienen este tipo de políticas regulatorias y que además mantienen otro tipo de incentivos financieros o de financiamiento público. Por lo general las políticas instauradas no son de un solo tipo sino trabajan en forma paralela. Chile, Colombia, Costa Rica, México no han optado por la tarifa regulada, pero si apuestan su desarrollo en ER, con otro tipo de incentivos, tales como mecanismos fiscales, definición de objetivos nacionales, subsidios, compra obligada de energía o inversión pública directa (MAP, 2012).

1.3 / Políticas para el Incentivo de las ER en el Ecuador En el Ecuador se han incorporado varias políticas para fomentar el uso de las energías renovables no convencionales. En la Constitución de la República de 1998 ya se establecía que el Estado promoverá su uso, mientas que en la Constitución del 2008, se afianza este principio y se incorpora el concepto de eficiencia energética.

A más de lo anterior, siguiendo la pirámide Kelseniana, se han establecido leyes, reglamentos, regulaciones o decretos en donde se articulan una serie de disposiciones referentes a las ER. En la Ley del Régimen del Sector Eléctrico en el Art. 5 (Octubre de 1996), se cita como uno de sus objetivos el “fomentar el desarrollo y uso de los recursos energéticos no convencionales”. Desde la aprobación de esta Ley han estado en vigencia dos Reglamentos para su aplicación. El primer Reglamento General de la Ley del Sector Eléctrico (Diciembre de 1996) menciona a las ER como tecnologías cuyo uso se enmarcará básicamente en el sector rural. Mientras que en el Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (Noviembre de 2006), no solo se mantiene dicho compromiso, sino se define como energías renovables no convencionales a la energía eólica, biomasa, biogás, fotovoltaica, geotérmica y otras de similares características, y las provenientes de pequeñas centrales hidroeléctricas. También se indica que el Estado fomentará el uso de recursos no convencionales, algo que se ratifica en la recientemente aprobada Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica (enero, 2015). En la Figura 1.2 se establece un histórico de los diferentes mecanismos que se ha ido implementando en el Ecuador, mientras que en la Tabla 1.2 se describen con más detalle los mecanismos descritos en la Figura 1.2. Ver gráfico a color / pag. 409

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Figura 1. 2 / Hitos de la incorporación de los mecanismos de promoción de las ER en el Ecuador

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Tabla 1. 2 / Hitos de los mecanismos de Promoción de las ER en el Ecuador. AÑO

1961

HITO

MECANISMO

Creación del Instituto Ecuatoriano de Electrificación, INECEL. Decreto Ley de Emergencia No. 24, 23 de Mayo de 1961

DESCRIPCIÓN Organismo cuya razón de ser es la integración del sistema eléctrico ecuatoriano, pues hasta aquel entonces el servicio eléctrico estaba encargado a las municipalidades.

Fomentar el desarrollo y uso de los recursos energéticos no convencionales a través de los organismos públicos, las universidades y las instituciones privadas. Se indica la exoneración del pago de aranceles, demás impuestos adicionales y gravámenes que afecten a la importación de materiales y equipos no producidos en el país para la investigación, producción, fabricación e instalación de sistemas destinados a la utilización de energía solar, eólica, geotérmica, biomasa y otras, previo el informe favorable del CONELEC. Se estipula la exoneración del pago de impuesto sobre la renta, durante cinco años a partir de su instalación a las empresas que, con su inversión, instalen y operen centrales de producción de electricidad usando los recursos energéticos no convencionales señalados en el inciso anterior. Se expide el Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (R.O. No. 182, 4 de Diciembre de 1996), que indica que se debe promocionar los recursos energéticos locales, tales como micro y minicentrales hidroeléctricas y nuevas fuentes de energías renovables. Se modifica totalmente la estructura del Sector Eléctrico Ecuatoriano, de manera que las actividades que antes eran realizadas por el INECEL, se designan a otras entidades.

1996

Ley de Régimen del Sector Eléctrico, R. O. No. 43 10 de Octubre de 1996

Objetivos nacionales Mecanismos fiscales

1998

Constitución de la República R.O. No. 442, 20 de Octubre de 1998

Objetivos nacionales

Indica que el Estado tomará medidas con el fin de promover en el sector público y privado el uso de tecnologías ambientalmente limpias y de energías alternativas no contaminantes.

Fomento a la inversión pública

Establece las pautas y condiciones para la administración de fondos dirigidos a la construcción de obras nuevas, ampliación y mejoramiento de sistemas de distribución en sectores rurales o urbano - marginales; o para construcción de sistemas de generación que utilicen energías renovables no convencionales.

Mecanismos de mercado

Tiene como objetivo reducir seis gases de efecto invernadero que causan el calentamiento global. Los proyectos con energías renovables están entre las opciones para cumplir ese objetivo.

1998

2000

2000

Reglamento para la administración del Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal (FERUM) R.O. No. 373, 31 de Julio de 1998 Ecuador ratifica el Protocolo de Kyoto, Enero de 2000 Precios de la energía producida con recursos energéticos renovables no convencionales, Regulación No. CONELEC – 008/00, Resolución No. 0161/00. 27 de Septiembre de 2000.

Tarifa regulada

Establecimiento de precios de la energía eléctrica entregada al Sistema Nacional Interconectado por los generadores que utilizan fuentes renovables no convencionales (energía eólica, energía solar fotovoltaica, energía proveniente de biomasa biogás y energía geotérmica), además, determina la forma en que serán despachados este tipo de generadores (2 % de esta energía podrá ser despachada).

9

1998

2000 AÑO

1961 2000

2001

1996

2002

2002

1998

2004

1998

2004 2000

10 2000

2006

administración de fondos dirigidos a la construcción Reglamento para la de obras nuevas, ampliación y mejoramiento de administración del Fondo Fomento a la sistemas de distribución en sectores rurales o urbano inversión de Electrificación Rural y - marginales; o para construcción de sistemas de Urbano Marginal (FERUM) pública generación utilicenACTUAL, energías renovables no R.O. No. 373, 31 deENERGÍAS Julio RENOVABLES EN EL ECUADOR / que SITUACIÓN TENDENCIAS Y PERSPECTIVAS convencionales. de 1998 Ecuador ratifica el Protocolo de Kyoto, HITO Enero de 2000

Mecanismos de mercado MECANISMO

Creación del Instituto Precios de la energía Ecuatoriano de producida con recursos Electrificación, INECEL. energéticos renovables Decreto Ley de no convencionales, Emergencia No. 24, 23 de Regulación No. CONELEC Mayo de 1961 – 008/00, Resolución No. 0161/00. 27 de Septiembre de 2000.

Tarifa regulada

Reglamento ambiental para actividades eléctricas, Decreto Ejecutivo No. 1761, R.O. No. 396 23 de Agosto de 2001


Ley de Régimen del Sector Eléctrico, R. O. No. 43 Plan Nacional de 10 de Octubre de 1996 Electrificación 2002-2011, Resolución No. 0048/02 de 27 de Febrero de 2002

Precios de la energía producida con recursos energéticos renovables no convencionales, Regulación No. CONELEC – 003/02. Resolución No. 0074/02. 26 de Marzo de 2002. Constitución de la República R.O. No. 442, 20 de Plan Nacional de Octubre de 1998 Electrificación 2004-2013, Resolución No. 281/04 de 24 de Reglamento para la Diciembre de 2004 administración del Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal (FERUM) Precios de la energía R.O. No. 373, 31 de Julio producida con recursos de 1998 energéticos renovables no convencionales, Regulación No. CONELEC Ecuador ratifica el – 004/04. Resolución No. Protocolo de Kyoto, 280/04, 24 de Diciembre Enero de 2000 de 2004 Precios de la energía producida con recursos energéticos renovables no convencionales, Regulación No. CONELEC Plan Nacional de – 008/00, Resolución No. Electrificación 0161/00. 27 de 2006-2015, Resolución Septiembre de 2000. No. 217-06, 11 de Septiembre de 2006 Reglamento ambiental para actividades

Objetivos nacionales Mecanismos fiscales Objetivos nacionales

Tarifa regulada

Objetivos nacionales Objetivos nacionales Fomento a la inversión pública

Tarifa Regulada Mecanismos de mercado

Tarifa regulada Objetivos nacionales

Tiene como objetivo reducir seis gases de efecto invernadero que causan el calentamiento global. Los proyectos con energías renovables están entre las DESCRIPCIÓN opciones para cumplir ese objetivo. Organismo cuya razón de ser es la integración del Establecimiento de precios de la energía eléctrica sistema eléctrico ecuatoriano, pues hasta aquel entregada al Sistema Nacional Interconectado por entonces el servicio eléctrico estaba encargado a las los generadores que utilizan fuentes renovables no municipalidades. convencionales (energía eólica, energía solar fotovoltaica, energía proveniente de biomasa biogás y energía geotérmica), además, determina la forma en que serán despachados este tipo de Fomentar el desarrollo y uso de los recursos generadores (2 % de esta energía podrá ser energéticos no convencionales a través de los despachada). organismos públicos, las universidades y las instituciones privadas. Indica que le compete al CONELEC, diseñar y aplicar, Se indica la exoneración del pago de aranceles, en coordinación con los organismos públicos demás impuestos adicionales y gravámenes que competentes, incentivos para estimular la afecten a la importación de materiales y equipos no protección y manejo sustentable de los recursos producidos en el país para la investigación, naturales que son aprovechados por los proyectos producción, fabricación e instalación de sistemas eléctricos, así como fomentar el desarrollo y uso de destinados a la utilización de energía solar, eólica, tecnologías limpias y el uso de recursos energéticos geotérmica, biomasa y otras, previo el informe no convencionales. favorable del CONELEC. Se estipula la exoneración del pago de impuesto sobre la renta, durante cinco años Se recomienda mejoras en la operación de los a partir de su instalación a las empresas que, con su tanques para calentamiento de agua, uso de equipos inversión, instalen y operen centrales de producción similares más eficientes y calentadores solares. Se de electricidad usando los recursos energéticos no hace referencia a la regulación 008/00 y a la convencionales señalados en el inciso anterior. reglamentación para el uso de fondos FERUM en la Se expide el Reglamento General de la Ley de promoción de energías renovables. Régimen del Sector Eléctrico (R.O. No. 182, 4 de Diciembre de 1996), que indica que se debe Actualización de la Regulación No. CONELEC – promocionar los recursos energéticos locales, tales 008/00. Establecimiento precios de la energía como micro y minicentrales hidroeléctricas y nuevas eléctrica entregada al Sistema Nacional fuentes de energías renovables. Interconectado por los generadores que utilizan Se modifica totalmente la estructura del Sector fuentes renovables no convencionales (energía Eléctrico Ecuatoriano, de manera que las actividades eólica, energía solar fotovoltaica, energía que antes eran realizadas por el INECEL, se designan proveniente de biomasa - biogás y energía a otras entidades. geotérmica), además, determina la forma en que serán despachados este tipo de generadores (2 % de Indica que el Estado tomará medidas con el fin de esta energía podrá ser despachada). promover en el sector público y privado el uso de tecnologías ambientalmente limpias y de energías Actualización del Plan Nacional 2002-2011. alternativas no contaminantes. Se hace referencia a la Regulación 003/02 y a la reglamentación para el uso de fondos FERUM en la Establece las pautas y condiciones para la promoción de energías renovables. administración de fondos dirigidos a la construcción de obras nuevas, ampliación y mejoramiento de sistemas de distribución en sectores rurales o urbano Actualización de la Regulación No. CONELEC – - marginales; o para construcción de sistemas de 003/02. Establecimiento de los precios, su período de generación que utilicen energías renovables no vigencia, y forma de despacho para la energía convencionales. eléctrica entregada al Sistema Nacional Interconectado y sistemas aislados, por los Tiene como objetivo reducir seis gases de efecto generadores que utilizan fuentes renovables no invernadero que causan el calentamiento global. Los convencionales (eólica, biomasa, biogás, proyectos con energías renovables están entre las fotovoltaica, geotermia y nuevas pequeñas opciones para cumplir ese objetivo. centrales hidroeléctricas). Además, determina la forma en que serán despachados este tipo de Establecimiento de precios de la energía eléctrica generadores (2 % de esta energía podrá ser entregada al Sistema Nacional Interconectado por despachada). los generadores que utilizan fuentes renovables no convencionales (energía eólica, energía solar Actualización del Plan Nacional 2004-2013. fotovoltaica, energía proveniente de biomasa Se recomienda mejoras en la operación de los biogás y energía geotérmica), además, determina la tanques para calentamiento de agua, uso de equipos forma en que serán despachados este tipo de similares más eficientes y calentadores solares. Se generadores (2 % de esta energía podrá ser hace referencia a la regulación 004/02 y a la despachada). reglamentación para el uso de fondos FERUM en la promoción de energías renovables. Indica que le compete al CONELEC, diseñar y aplicar, en coordinación con los organismos públicos Actualización del Reglamento General de la Ley de competentes, incentivos para estimular la Régimen del Sector Eléctrico (R.O. No. 182 4 de

003/02. Establecimiento de los precios, su período de Precios de la energía vigencia, y forma de despacho para la energía producida con recursos eléctrica entregada al Sistema Nacional energéticos renovables 2004 Tarifa Interconectado y sistemas aislados, por los no convencionales, Regulada generadores que utilizan fuentes renovables no Regulación No. CONELEC I POLÍTICAS PARA LA PROMOCIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN EL ECUADOR convencionales (eólica, biomasa, biogás, – 004/04. Resolución No. Antonio Barragán, Juan Leonardo Espinoza fotovoltaica, geotermia y nuevas pequeñas 280/04, 24 de Diciembre centrales hidroeléctricas). Además, determina la de 2004 forma en que serán despachados este tipo de generadores (2 % de esta energía podrá ser AÑO HITO MECANISMO DESCRIPCIÓN despachada).

1961 2006

2006

1996

2006

1998 2007

1998

2007

Creación del Instituto Ecuatoriano dede Plan Nacional Electrificación, Electrificación INECEL. Decreto LeyResolución de 2006-2015, Emergencia No. 217-06, 11No. de 24, 23 de Mayo de 1961 Septiembre de 2006

Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico Decreto Ejecutivo No. 2066 R. O. No. 401, 21 de Ley de Régimen del Noviembre de 2006 Sector Eléctrico, R. O. No. 43 10 de Octubre de 1996

Precios de la energía producida con recursos energéticos renovables no convencionales, Regulación No. CONELEC – 009/06. Resolución No. 292/06, 19 de Diciembre de 2006. Constitución la Creación del de Ministerio República de Electricidad y Energía R.O. No. 442, 20 de Renovable Octubre 1998 No. 475 Decreto de Ejecutivo R. O. No. 132, 23 de Julio de 2007 Reglamento para la administración del Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal (FERUM) R.O. No. 373, 31 de Julio de 1998 Plan Maestro de

2000

Electrificación 2007–2016, Diciembre de Ecuador ratifica el 2009 Protocolo de Kyoto, Enero de 2000

2000 2008

Precios de la energía producida con recursos energéticos renovables no convencionales, Constitución de la Regulación No.de CONELEC República, 28 –Septiembre 008/00, Resolución de 2008. No. 0161/00. 27 de Septiembre de 2000.

2008

Mandato Constituyente N° 15 Reglamento ambiental R.O. No 393, 31 de Julio para actividades de 2008


Objetivos nacionales; Fomento a la inversión pública Objetivos nacionales Mecanismos fiscales

Tarifa Regulada

Objetivos nacionales Objetivos nacionales; Investigación y desarrollo Fomento a la inversión pública

Objetivos nacionales Mecanismos de mercado

Tarifa Objetivos regulada nacionales


Organismo cuya ser es 2004-2013. la integración del Actualización delrazón Plan de Nacional sistema eléctrico ecuatoriano, pues hasta Se recomienda mejoras en la operación deaquel los entonces el servicio eléctrico estaba encargado a las tanques para calentamiento de agua, uso de equipos municipalidades. similares más eficientes y calentadores solares. Se hace referencia a la regulación 004/02 y a la reglamentación para el uso de fondos FERUM en la promoción de energías renovables. Fomentar el desarrollo y uso de los recursos energéticos nodel convencionales a travésdedelalos Actualización Reglamento General Ley de organismos las universidades y las Régimen delpúblicos, Sector Eléctrico (R.O. No. 182 4 de instituciones Diciembre de privadas. 1996).Se indica que los recursos Se indica la exoneración delconvencionales pago de aranceles, energéticos renovables no son demás impuestos adicionales y gravámenes de quelas aquellos provenientes del aprovechamiento afecten a eólica, la importación debiogás, materiales y equipos no energías: biomasa, fotovoltaica, producidos el país la investigación, geotérmicaen y otras depara similares características, y la producción, fabricación e instalación de sistemas proveniente de pequeñas centrales hidroeléctricas. destinados a la de energía solar, Se anota que el utilización Estado fomentará el uso deeólica, los geotérmica, biomasa yrenovables, otras, previo informe recursos energéticos noelconvencionales, favorable del Seprioritaria estipula la a través de laCONELEC. asignación deexoneración fondos del del pago de por impuesto sobre la renta, durante cinco FERUM, parte del CONELEC; introducirá estosaños aelementos partir de su a las de empresas que, con su eninstalación el Plan Maestro Electrificación inversión, instalen ydefinido. operen centrales de producción como un programa de electricidad usando los recursos energéticos no convencionales en elNo. inciso anterior. Actualización deseñalados la Regulación CONELEC – Se expide el Reglamento General de la Ley 004/04. Establecimiento de los precios, su de período de Régimen Sector (R.O. No. 4 de vigencia, del y forma deEléctrico despacho para la182, energía Diciembre de 1996), que indica que se debe eléctrica entregada al Sistema Nacional promocionar losyrecursos locales, Interconectado sistemasenergéticos aislados, por los tales como micro y minicentrales hidroeléctricas nuevas generadores que utilizan fuentes renovablesy no fuentes de energías renovables. convencionales (eólica, biomasa, biogás, Se modifica totalmente estructura del Sector fotovoltaica, geotermia la y nuevas pequeñas Eléctrico Ecuatoriano, de manera que actividades centrales hidroeléctricas). Determina las la forma en que antes eran realizadas por el INECEL, se designan que serán despachados este tipo de generadores a(2otras % deentidades. esta energía podrá ser despachada). Indica el Estado tomará medidas con la el fin de Dentroque de su orgánico funcional se tiene promover en elde sector público y privado el uso de Subsecretaría Energía Renovable y Eficiencia tecnologías limpias y de energías Energética yambientalmente dentro de esta Subsecretaría, se alternativas no contaminantes. crearon tres Direcciones Nacionales: de Energía Renovable, de Eficiencia Energética, y de Biomasa, Establece las pautas y condiciones para la cada una con actividades específicas relacionadas a administración de fondos dirigidos a la construcción sus áreas. de obras nuevas, ampliación y mejoramiento de sistemas de distribución en sectores rurales o urbano Actualización del Plan Nacional 2004-2013. -Semarginales; o para construcción de sistemas establece como política el desarrollo de las de generación que utilicen energías renovables energías renovables como única alternativa no convencionales. energética sostenible en el largo plazo. Se propone a mediano plazo una matriz de generación con un Tiene objetivo seis gases de efecto aportecomo mínimo de 80reducir % de energías renovables invernadero queeólica causan el calentamiento Los (hidroeléctrica, y biomasa). Se haceglobal. referencia proyectos con energías están entre las el a la Regulación 009/06 yrenovables a la reglamentación para opciones para cumplir eselaobjetivo. uso de fondos FERUM en promoción de energías renovables. Se indica que las ER, pueden acogerse al Establecimiento de precios de la energía eléctrica MDL. entregada al Sistema Nacional Interconectado por los generadores que utilizan fuentesen renovables Se indica que el Estado promoverá, el sector no convencionales (energía eólica, energía solar público y privado, el uso de tecnologías fotovoltaica, energía proveniente de biomasa ambientalmente limpias y de energías alternativas, biogás y energía geotérmica), además, determina renovables, no contaminantes y de bajo impacto. la forma en promoverá que serán despachados este tipo de Además, la eficiencia energética. generadores (2 % de esta energía podrá ser despachada). Establece las pautas para el cambio del modelo del sector eléctrico ecuatoriano. En donde se indica que Indica quees le accionista compete almayoritario CONELEC, diseñar y aplicar, el Estado del sector en coordinación con los organismos públicos eléctrico. Además, estipula que el FERUM se competentes, para estimular la financiará conincentivos recursos del Presupuesto General del

11

2007

AÑO

2008 1961

Actualización del Plan Nacional 2004-2013. Se establece como política el desarrollo de las energías renovables como única alternativa energética sostenible en el largo plazo. Se propone a Plan Maestro de Objetivos mediano plazo una matriz de generación con un Electrificación ENERGÍAS / SITUACIÓN TENDENCIAS Y PERSPECTIVAS nacionales EN EL ECUADOR aporte mínimo de 80 %ACTUAL, de energías renovables 2007–2016, Diciembre de RENOVABLES (hidroeléctrica, eólica y biomasa). Se hace referencia 2009 a la Regulación 009/06 y a la reglamentación para el uso de fondos FERUM en la promoción de energías renovables. Se indica que las ER, pueden acogerse al HITO MECANISMO DESCRIPCIÓN MDL. Creación del Instituto Ecuatoriano Constituciónde de la Electrificación, República, 28 deINECEL. Decreto Ley de de 2008. Septiembre Emergencia No. 24, 23 de Mayo de 1961


2008

Mandato Constituyente N° 15 R.O. No 393, 31 de Julio de 2008


2008

Procedimientos para presentar, calificar y aprobar los proyectos FERUM, Regulación No. Ley de Régimen del CONELEC - 008/08. Sector Eléctrico, R. O. No. Resolución No. 121/08, 23 43 de Octubre de 2008 10 de Octubre de 1996


1996


2008

Estudio sobre Matriz Energética del Ecuador , Mayo de 2008

Objetivos Nacionales

2009

Decreto Ejecutivo 1815, 1 de Julio de 2009

Mecanismo de mercado

2009

Plan Nacional del Buen Vivir 2009- 2013, 5 de Noviembre de 2009


1998

2009

1998

2000 2010

12 2000

2011

Constitución de la República R.O. No. 442, 20 de Octubre de 1998 Plan Maestro de Electrificación 2009-2020, Resolución Reglamento para la No. 099/095 de administración del Fondo Noviembre de 2009 de Electrificación Rural y Urbano Marginal (FERUM) R.O. No. 373, 31 de Julio de 1998 Ecuador ratifica el Protocolo de Kyoto, Enero Códigode de2000 la Producción R.O. No. 351, 29 de Precios de 2010 la energía Diciembre producida con recursos energéticos renovables no convencionales, Regulación No. CONELEC – 008/00, Resolución No. 0161/00. 27 depara la Tratamiento Septiembre de 2000. energía producida con recursos energéticos renovables no convencionales. Reglamento ambiental Regulación No. CONELEC para actividades – 004/11, Resolución Nro.


Objetivos nacionales Fomento a la inversión pública

Mecanismos de mercado Incentivos Tributarios

Tarifa regulada

Tarifa Regulada

Organismo cuya razón de ser es la integración Se indica que el Estado promoverá, en el sectordel sistema pues hasta aquel público yeléctrico privado, ecuatoriano, el uso de tecnologías entonces el servicio eléctrico estaba encargado a las ambientalmente limpias y de energías alternativas, municipalidades. renovables, no contaminantes y de bajo impacto. Además, promoverá la eficiencia energética. Establece las pautas para el cambio del modelo del Fomentar el desarrollo y uso de recursos sector eléctrico ecuatoriano. Enlos donde se indica que energéticos convencionales a través de los el Estado es no accionista mayoritario del sector organismos públicos, las universidades y las eléctrico. Además, estipula que el FERUM se instituciones financiará conprivadas. recursos del Presupuesto General del Se indica la exoneración del pago de aranceles, Estado. demás impuestos adicionales y gravámenes que afecten a la de que materiales equipos no Establece elimportación procedimiento permitey al CONELEC producidos en el país para la investigación, preasignar recursos, calificar y aprobar los proyectos producción, fabricación e instalación deque sistemas que presenten las empresas eléctricas, prestan destinados a la utilizaciónyde energía solar, eólica, el servicio de distribución comercialización, que geotérmica, biomasa previo el informe serán financiados por yelotras, FERUM. Indica que los favorable estipula la exoneración proyectosdel de CONELEC. generaciónSecon energías renovables del pago deser impuesto sobrepor la renta, durante años podrán presentados organismos decinco desarrollo a partir de su instalación a las empresas que, con su ante el CONELEC para su aprobación. inversión, instalen y operen centrales de producción de electricidad usando losdel recursos energéticos no Establece que el objetivo Ministerio de convencionales señalados en el inciso anterior. Electricidad y Energía Renovable para el 2020, es que Se expide General la Ley de el 86% de el la Reglamento energía provenga de de generación Régimen del Sector (R.O. No. 182, 4 de hidroeléctrica, y un 2Eléctrico % por tecnologías renovables Diciembre de 1996),(1que indicaeólica, que se1 % debe no convencionales % solar biomasa). promocionar los recursos energéticos locales, tales como micro ydeminicentrales hidroeléctricas y nuevas Declaración política de Estado la adaptación y fuentes de al energías mitigación cambiorenovables. climático. Se modifica totalmente la estructura del Sector Eléctrico dela manera que las actividades Se define Ecuatoriano, como objetivo, diversificación de la que antes eran realizadas por el INECEL, se matriz energética nacional, promoviendo ladesignan a otras entidades. eficiencia y una mayor participación de energías renovables sostenibles. Indica que el Estado tomará medidas con el fin de promover en eldel sector privado el uso de Actualización Plan público Maestroy2007-2016. tecnologías limpias yelde energíasde Se estableceambientalmente como política, propiciar desarrollo alternativas no contaminantes. generación basada en fuentes renovables. Se hace referencia a la regulación 009/06 y a la Establece las pautas para la reglamentación para yelcondiciones uso de fondos FERUM en la administración de fondos dirigidos aComo la construcción promoción de energías renovables. Política de obras nuevas, ampliación mejoramiento de Ambiental, se propone mitigary el cambio climático, sistemas de distribución rurales o urbano fomentando el desarrolloen desectores proyectos eléctricos con -tecnologías marginales;alternativas o para construcción de sistemas de no contaminantes, generación que apalancadas enutilicen el MDL. energías renovables no convencionales. Se anota que, a los sectores que contribuyan al Tiene como reducir seis se gases de efecto cambio de laobjetivo matriz energética, reconocerá la invernadero el calentamiento global. Los exoneración que totalcausan del impuesto a la renta por cinco proyectos energíasnuevas renovables están entre lasen años a las con inversiones que se desarrollen opciones para cumplir ese estos sectores. Además seobjetivo. indica que la depreciación y amortización que corresponda a la Establecimiento de precios de energía eléctrica adquisición de mecanismos delageneración de entregada al Sistema Nacional Interconectado por energía de fuente renovable (solar, eólica o similares) los generadores queemisiones utilizan fuentes renovables y a la reducción de de gases de efectono convencionales (energía eólica, solar invernadero, se deducirán con elenergía 100 % adicional. fotovoltaica, energía proveniente de biomasa biogás y energía determina la Actualización de geotérmica), la Regulaciónademás, No. CONELEC – forma en que serán despachados este tipoprecios, de 009/06.Establecimiento de los requisitos, su generadores (2 % de yesta energía podrá serpara la período de vigencia, forma de despacho despachada). energía eléctrica entregada al Sistema Nacional Interconectado y sistemas aislados, por los Indica que le que compete al CONELEC, diseñar y aplicar, generadores utilizan fuentes renovables no en coordinación con los organismos públicos convencionales (eólica, biomasa, biogás, competentes, incentivosy para estimular la fotovoltaica, geotermia centrales hidroeléctricas de

Se anota que, a los sectores que contribuyan al cambio de la matriz energética, se reconocerá la exoneración total del impuesto a la renta por cinco años a las inversiones nuevas que se desarrollen en I POLÍTICAS PARA LA DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES ENsectores. EL ECUADOR 2010 estos Además se indica que la Incentivos Código dePROMOCIÓN la Producción Antonio Barragán, Espinoza depreciación y amortización que corresponda a la Tributarios R.O.Juan No. Leonardo 351, 29 de adquisición de mecanismos de generación de Diciembre 2010 energía de fuente renovable (solar, eólica o similares) y a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, se deducirán con el 100 % adicional. AÑO HITO MECANISMO DESCRIPCIÓN

1961 2011

2012

1996

Creación del Instituto Tratamientode para la Ecuatoriano energía producida con Electrificación, INECEL. recursosLey energéticos Decreto de renovables no Emergencia No. 24, 23 de convencionales. Mayo de 1961 Regulación No. CONELEC – 004/11, Resolución Nro. 023/11, 14 de Abril de 2011

Creación del Instituto Nacional de Eficiencia Energética y Energías Renovales, Decreto Ejecutivo No. 1048 R.O. No. 649, 28 de Febrero de 2012. Ley de Régimen del Sector Eléctrico, R. O. No. 43 10 de Octubre de 1996

Tarifa Regulada

Investigación y desarrollo


2012 Plan Maestro de Electrificación 2012-2021, Resolución No. 041/012 de Junio de 2012

1998 2013

2013 1998

2000

2013 2000

2014

Plan NacionaldedellaBuen Constitución Vivir, 2013-2017, República Resolución R.O. No. 442,No. 20 de CNP-002-2013, Octubre de 199824 de Junio de 2013. Reglamento para la Participación dedel losFondo administración generadores de energía de Electrificación Rural y producida con recursos Urbano Marginal (FERUM) energéticos node Julio R.O. No. 373, 31 convencionales. de 1998 Regulación No. CONELEC – 01/13, Resolución No. 010/13, 21ratifica de Mayo Ecuador el de 2013. Protocolo de Kyoto, Enero de 2000 Precios de la energía producida con recursos Plan Maestrorenovables de energéticos Electrificación no convencionales, 2013-2022, No. Septiembre Regulación CONELEC –2013 008/00, Resolución No. 0161/00. 27 de Septiembre de 2000. Codificación de la regulación CONELEC 001/13 para ambiental “la Reglamento participación de los para actividades


Objetivos Objetivos nacionales nacionales

Fomento a la inversión Tarifa pública regulada

Mecanismos de mercado

Objetivos Tarifa Nacionales regulada

Actualización derazón la Regulación CONELEC – del Organismo cuya de ser esNo. la integración 009/06.Establecimiento de lospues requisitos, precios, su sistema eléctrico ecuatoriano, hasta aquel período deelvigencia, y forma de despacho para laa las entonces servicio eléctrico estaba encargado energía eléctrica entregada al Sistema Nacional municipalidades. Interconectado y sistemas aislados, por los generadores que utilizan fuentes renovables no convencionales (eólica, biomasa, biogás, fotovoltaica, geotermiay yuso centrales hidroeléctricas de Fomentar el desarrollo de los recursos hasta 50 MW). la forma en que energéticos no Determina convencionales a través deserán los despachados este tipo generadores y(hasta organismos públicos, lasdeuniversidades las 6 % del total podrá ser despachada). instituciones privadas. Se indica la exoneración del pago de aranceles, demás impuestos adicionales y gravámenes que afecten a la importación de materiales y equipos no Instituto adscrito al MEER el estudio, fomento, producidos en el país para para la investigación, innovación yfabricación difusión deelainstalación eficiencia de energética producción, sistemasy la energía renovable. destinados a la utilización de energía solar, eólica, geotérmica, biomasa y otras, previo el informe favorable del CONELEC. Se estipula la exoneración del pago de impuesto sobre la renta, durante cinco años establece como política, elempresas fomento yque, con su aSepartir de su instalación a las construcción de proyectos de generación inversión, instalen y operen centrales de producción priorizando la inversión en recursos fuentes renovables de electricidad usando los energéticosy no limpias. Se prevé el ingresoen deeltres centrales eólicas convencionales señalados inciso anterior. que suman MW, así como dos Se expide el 46,5 Reglamento General deproyectos la Ley de geotérmicos de 50 yEléctrico 30 MW para 2017 y para Régimen del Sector (R.O.elNo. 182, 4 de el 2019, respectivamente. Se describen aspectos Diciembre de 1996), que indica que se debe técnicos referentes a la generación renovable para promocionar los recursos energéticos locales, tales electrificación rural y urbanohidroeléctricas marginal. Se y nuevas como micro y minicentrales recomienda impulsar el desarrollo efectivo de las fuentes de energías renovables. energías renovables conlamiras a promover la Se modifica totalmente estructura del Sector sustitución de combustibles fósiles y obtener de Eléctrico Ecuatoriano, de manera que las actividades ellosantes certificados de reducción emisiones, CERS, a que eran realizadas por elde INECEL, se designan Mecanismo de Desarrollo Limpio, MDL. através otras del entidades. Se establece como objetivo reestructurar la fin matriz Indica que el Estado tomará medidas con el de energética bajo criterios de transformación de la promover en el sector público y privado el uso de matriz productiva, inclusión, limpias calidad,ysoberanía tecnologías ambientalmente de energías energética yno sustentabilidad, con incremento de la alternativas contaminantes. participación de energía renovable. Establece las pautas y condiciones para la Actualización de Regulación No. aCONELEC – 004/11. administración delafondos dirigidos la construcción Establece el tratamiento paray la participacióndede de obras nuevas, ampliación mejoramiento generadores, con energías no o urbano sistemas de distribución en renovables sectores rurales en el Sector Eléctrico ecuatoriano -convencionales, marginales; o para construcción de sistemas de (generaciónque eólica, termoeléctrica, corrientes generación utilicen energías renovables no marinas, biomasa, biogás, geotérmica, e convencionales. hidroeléctricas menores a 50 MW). Incluye precios preferentes. Se excluye a la seis energía solar Tiene como objetivo reducir gases de efecto fotovoltaica.que Se establece el despacho preferente a invernadero causan el calentamiento global. Los toda la energía producida por este tipo deentre centrales, proyectos con energías renovables están las salvo en condiciones inseguridad opciones para cumplirde ese objetivo. del sistema. Se establece como política de general Establecimiento de precios la energía eléctrica la inserción del país en tecnologías por entregada alpaulatina Sistema Nacional Interconectado relativas al manejo otros recursos renovables.noSe los generadores quede utilizan fuentes renovables establece la generación de energía eléctrica convencionales (energía eólica, energía solar de fuentes renovables las principales alternativas fotovoltaica, energíacomo proveniente de biomasa sostenibles en elgeotérmica), largo plazo. Se establecen biogás y energía además, determina la estrategias la implementación detipo ERNC forma en quepara serán despachados este dey eficiencia energética. generadores (2 % de esta energía podrá ser despachada). Indica que le compete al CONELEC, diseñar y aplicar, en coordinación con los organismos públicos competentes, incentivos para estimular la

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toda la energía producida por este tipo de centrales, salvo en condiciones de inseguridad del sistema.

2013.

2013

AÑO

1961 2014

Se establece como política general la inserción paulatina del país en tecnologías ENERGÍAS RENOVABLES EN EL ECUADOR / SITUACIÓN ACTUAL, TENDENCIAS Y PERSPECTIVAS relativas al manejo de otros recursos renovables. Se Plan Maestro de establece la generación de energía eléctrica de Electrificación Objetivos fuentes renovables como las principales alternativas 2013-2022, Septiembre Nacionales sostenibles en el largo plazo. Se establecen 2013 estrategias para la implementación de ERNC y HITO MECANISMO DESCRIPCIÓN eficiencia energética. Creación del de Instituto Codificación la Ecuatoriano de regulación CONELEC Electrificación, 001/13 para “la INECEL. Decreto Ley de participación de los Emergencia 24, 23 de generadoresNo. de energía Mayo de 1961 eléctrica producida con

Organismo cuya razón de ser es la integración del sistema eléctrico ecuatoriano, pues hasta aquel entonces el servicio eléctrico estaba encargado a las municipalidades. Tarifa regulada

Similar descripción para REGULACIÓN No. CONELEC – 01/13, se establecen precios preferenciales para la recursos energéticos generación con biomasa, biogás e hidroeléctrica. Fomentar el desarrollo y uso de los recursos renovables energéticos no convencionales a través de los no-convencionales”. organismos públicos, las universidades y las Resolución No. 014/14 , 13 instituciones privadas. Marzo 2014 Se indica la exoneración del pago de aranceles, demás adicionales y gravámenes que y Disponeimpuestos como principio fundamental la promoción afecten a la de materiales y equipos ejecución deimportación planes y proyectos con fuentes de no producidos en el país para la investigación, energías renovables. Se destaca que el Estado debe producción, fabricación eespecíficos instalaciónpara de sistemas desarrollar mecanismos la destinados a la utilización de energía solar, eólica, promoción de las ER. En este sentido se establece geotérmica, y otras, previoeléctrico el informe que el MEER biomasa promoverá un sistema 1996 Objetivos Ley Régimen favorable CONELEC. en Se los estipula la exoneración 2015 Ley de Orgánica deldel Servicio sostenible,del sustentado recursos renovables.del nacionales pago de impuesto sobre la renta, durante cinco años Sector Eléctrico, R. O. No. Público de Energía Objetivos La electricidad producida contará con condiciones Mecanismos a partir de suasí instalación a las empresas que,elcon su 43 Eléctrica (aprobado en Nacionales preferentes, como también se exonerará pago fiscales inversión, instalen y operen centrales de producción 10 de Octubre de 1996 enero de 2015). de aranceles, demás impuestos adicionales y de electricidad usando losarecursos energéticos no gravámenes que afecten la importación de convencionales señalados en el inciso materiales y equipos no producidos en anterior. el país, para Seinvestigación, expide el Reglamento General de la Leye de la producción, fabricación Régimen del Sector Eléctrico (R.O. 182, 4 de instalación de sistemas destinadosNo. a la utilización de Diciembre de 1996), que indica que se debe energías solar, eólica, geotérmica, biomasa y otras. promocionar los recursos energéticos locales, tales como micro y minicentrales hidroeléctricas y nuevas fuentes de energías renovables. Se modifica totalmente la estructura del Sector Según lo presentado en la Tabla 1.2, se descri- territorio continental se muestran en la Figura Eléctrico Ecuatoriano, de manera que las actividades 1.3. eran Valerealizadas mencionar a partir del año 2004 ben a continuación las políticas existentes que en antes porque, el INECEL, se designan a otras entidades. el Ecuador que buscan fomentar el desarrollo (Regulación CONELEC 004/04) se establece un

de los recursos energéticos renovables no con- precio preferente para las energías renovables Constitución de la Indica que el Estado tomará medidas con el fin de no en convencionales se instalen en la Provencionales. Objetivos República promover el sector públicoque y privado el uso de nacionales R.O. No. 442, 20 de tecnologías ambientalmente y de energías vincia de Galápagos. limpias En la Figura 1.3 se incluye Octubre de 1998 alternativas contaminantes. a las no centrales hidroeléctricas con potencias 1.3.1 / Precio y Cantidad menores a 50 MW, a partirpara del año Establece las pautas y condiciones la 2011, y en el 2014, lade potencia para acogerse a los precios a) Reglamento Tarifa Regulada para la administración fondos dirigidos a la construcción administración del Fondo Fomento a la de obras nuevas, ampliación y mejoramiento de A partir preferenciales se disminuye a 30 MW. 1998 inversión de Electrificación Rural y sistemas de distribución en sectores rurales o urbano La adopción del mecanismo que determina de 2011, se clasifica además a las centrales con Urbano Marginal (FERUM) pública - marginales; o para construcción de sistemas de de biogás y biomasa. precios preferenciales el tecnologías R.O. No. 373, 31 de Juliopara las ER, inicia engeneración que utilicen energías renovables no de 2000. 1998 Los precios establecidos así como convencionales. año el periodo de vigencia han ido modificándose Tiene como objetivo reducir seis gases de efecto los años. 1.3 indica los in2000 a través Mecanismos Ecuadorderatifica el La Tabla invernadero que causan el calentamiento global. Los centivos, vía tecnología lisde mercado Protocolo deprecios, Kyoto, para cada proyectos con energías renovables están entre las Enero de 2000 para cumplir ese objetivo. tada. Se observa que, a partir de 2013, se deja opciones de incluir a la energía fotovoltaica, mientras que Precios de la energía Establecimiento de precios de la energía eléctrica para el año 2014 se tiene precios preferenciales producida con recursos entregada al Sistema Nacional Interconectado por energéticos renovables los generadores que utilizan fuentes renovables no solo para tecnologías de biomasa, biogás e hi2000 Tarifa no convencionales, convencionales (energía eólica, energía solar droeléctrica a pequeña escala. Los precios esregulada Regulación No. CONELEC fotovoltaica, energía proveniente de biomasa tablecidos las distintas el – 008/00, en Resolución No. regulaciones parabiogás y energía geotérmica), además, determina la 1998

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0161/00. 27 de Septiembre de 2000.

Reglamento ambiental para actividades

forma en que serán despachados este tipo de generadores (2 % de esta energía podrá ser despachada). Indica que le compete al CONELEC, diseñar y aplicar, en coordinación con los organismos públicos competentes, incentivos para estimular la

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Tabla 1.3 / Existencia de precios preferenciales por tecnologías renovables TIPO DE TECNOLOGÍA

2000

2002

2004

AÑO 2006

2011

2013

2014

Eólica Fotovoltaica Geotérmica Solar termoeléctrica Corrientes marinas Hidroeléctrica Biomasa Biogás Indica que existe precio preferencial

En las regulaciones indicadas en la Figura 1.3, además, se han establecido condiciones técnicas para la entrada de las centrales en operación: • Requerimientos de conexión a red o para sistemas aislados. • Calidad del producto. • Condiciones de preferentes de despacho hasta el año 2006 se establecía el 2 % de la energía total del sistema; en el 2011 se incrementó hasta el 6 %; y, en las últimas regulaciones (2013 y 2014), se estableció que toda la energía proveniente de recursos renovables podría ser despachada, salvo condiciones de seguridad del sistema-. • Compra obligatoria de energía. • Pago adicional de transporte (incluido hasta la regulación CONELEC 009/06). b) Objetivos Nacionales Los objetivos nacionales en cuanto a las ER han sido establecidos por instituciones públicas, tales como el Ministerio de Electricidad,

el CONELEC, o por la Secretaría Nacional de Planificación. El Ministerio de Electricidad, en el año 2008, publicó su informe sobre la Matriz Energética, en donde se estipuló que para el 2020, el Ecuador, debe contar con un 2 % de tecnologías renovables no convencionales (1 %, solar y/o eólica, 1 % biomasa). Por otro lado, el CONELEC, por disposiciones de la Ley del Sector Eléctrico, ha elaborado en forma periódica diversos Planes Maestros de Electrificación, que han tenido como objetivo propiciar el desarrollo de nueva capacidad de generación. La planificación referente a las ER, en estos planes ha sido indicativa, y paulatinamente se ha especificado una capacidad de tecnologías renovables. A partir del Plan Maestro de Electrificación 2007-2016 elaborado por el CONELEC, se comienza a establecer políticas relacionadas a la promoción de las ER y, en los siguientes planes, se hace evidente el interés por incluir en la planificación del sector eléctrico estas tecnologías. Los objetivos a mediano plazo se han ido modificando en función de lo establecido en los Planes Nacionales de Desarrollo (Ver, por ejemplo, el “Plan Nacional del Buen Vivir 2013–2017” (SENPLADES, 2013). Se prevé que, para el año

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Ver gráfico a color / pag. 409


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Figura 1.3 / Precios preferentes para el territorio continental ecuatoriano. Fuente: Regulaciones CONELEC.

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2030, la oferta de electricidad (básicamente hidroeléctrica a gran escala) se complemente con pequeños proyectos de generación de energía con fuentes renovables como la fotovoltaica, eólica, biomasa y la hidroelectricidad, en zonas cercanas a los consumidores. c) Mecanismos de Mercado En el año 2000 el Ecuador ratificó el Protocolo de Kioto1, y por tanto puede participar en la aplicación del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL). Este mecanismo es una alternativa para cofinanciar determinados proyectos, en particular aquellos relacionados con el sector energético. De este modo, proyectos de generación de electricidad con nuevas tecnologías y la implantación de programas de eficiencia energética deberían ser considerados en los planes energéticos de los países en desarrollo. El MDL permite la transferencia de Certificados de Reducción de Emisiones denominados (CREs). El país de acogida se beneficia ya que recibe inversiones extranjeras y transferencia de tecnología más avanzada que la propia. Un CRE corresponde a una tonelada de CO2, o su equivalente si es otro el gas de efecto invernadero (GEI), y puede utilizarse para justificar una parte el cumplimiento de los compromisos de reducción o limitación de gases de efecto invernadero, o pueden comercializarse con ellos en el mercado internacional de emisiones (Carvalho, Garcia, & Sica, 2006). Hasta el año 2009, en el país se encontraba operativa la Corporación para la Promoción del MDL, CORDELIM, que actuaba como la contraparte ecuatoriana del Protocolo de Kioto. Posteriormente, en julio de 2009, las atribuciones del

1 El Protocolo de Kioto compromete a los países desarrollados a alcanzar objetivos cuantificables de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Estos países, conocidos como Partes del Anexo I, se comprometieron a reducir su emisión total de seis gases GEI hasta al menos un 5,2 % por debajo de los niveles de emisión de 1990 durante el periodo 2008-2012 (el primer periodo de compromiso), con objetivos específicos que varían de país en país.

CORDELIM fueron delegadas al Ministerio del Ambiente a través del Decreto Ejecutivo 1815. En este Decreto se establece la creación de la Subsecretaría del Cambio Climático, que tiene como misión liderar las acciones de mitigación y adaptación del país para hacer frente al Cambio Climático y promover las actividades de conservación que garanticen la provisión de servicios ambientales. El Decreto menciona que todos los proyectos que ejecuten las entidades del sector público tendrán la obligación de contemplar en “su ingeniería financiera una cláusula de adicionalidad2, con la finalidad de acceder en lo posterior a MDLs”. En ese mismo sentido, dentro de las Políticas Ambientales establecidas en el Plan Maestro de Electrificación 2009-2020, en el sector eléctrico ecuatoriano se establece la necesidad de “mitigar el cambio climático, fomentando el desarrollo de proyectos eléctricos con tecnologías alternativas no contaminantes, apalancadas en el MDL”. Así también se establece que “Todo proyecto de infraestructura eléctrica es susceptible de recurrir al Mercado del Carbono, demostrando su adicionalidad” (Barragán, 2012). Una vez que el Protocolo de Kioto ha cerrado su ciclo 2008-2012 para acceder a los beneficios de los mecanismos establecidos en el mismo, es interés de la comunidad internacional encontrar un acuerdo post-Kioto que garantice la reducción de emisiones de GEI. Sin embargo, hasta finales del año 2013 no ha habido mayores avances. Tanto es así que, en el Plan de Electrificación 2013-2022, ya no se mencionan mecanismos tales como el MDL o Mercado del Carbono, como parte de las políticas del sector eléctrico ecuatoriano.

2 La adicionalidad es un criterio de elegibilidad de proyectos dentro del mercado de carbono que ayuda a determinar si la implementación de dicho proyecto conlleva a un nivel de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) por debajo del nivel de emisiones de GEI que hubiera existido en el escenario más probable si no se hubiera implementado dicho proyecto (www.finanzascarbono.org/ glosario/adicionalidad/).

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1.3.2 / Reducción de Costos

1.3.3 / Inversión Pública

a) Incentivos Financieros

a) Desarrollo de Proyectos desde el Estado

En la Ley del Régimen del Sector Eléctrico se estipula la exoneración del pago de aranceles, impuestos adicionales y gravámenes que afecten a la importación de materiales y equipos no producidos en el país para la investigación, producción, fabricación e instalación de sistemas destinados a la utilización de energía solar, eólica, geotérmica, biomasa. Así mismo, se menciona la exoneración del pago de impuesto sobre la renta, durante cinco años a partir de su instalación a las empresas que, con su inversión, instalen y operen centrales de producción de electricidad usando los recursos energéticos no convencionales señalados en el inciso anterior.

Al ser la energía uno de los sectores estratégicos para el desarrollo del país, el Ecuador tiene una fuerte inversión pública en lo referente a ER convencionales. Así, de los 3.023 MW de potencia hidroeléctrica que se encuentran en construcción, el 100 % tiene inversión pública, ya sea directa o con créditos de gobierno a gobierno. En el caso de la energía eólica, para el 2022 se espera contar únicamente con un proyecto de tipo público (16,5 MW, correspondiente al proyecto eólico Villonaco) (CONELEC, 2013). Sin embargo, existen al menos 3 proyectos eólicos con estudios avanzados (factibilidad) y el potencial del recurso, a corto y mediano plazos, supera los 900 MW (MEER, 2013). En lo referente a la tecnología solar fotovoltaica, a diciembre de 2012, los proyectos (con contrato firmado o con trámite de permiso o concesión) en su totalidad fueron privados (más de 200 MW en 17 proyectos mayores a 1 MW), salvo aquellos fotovoltaicos con fines de electrificación rural, cuya inversión provino del Estado. De esos 17 proyectos casi ninguno estaba implementado o en etapa de implementación a finales del año 2013.

En el año 2010, con la promulgación del Código de la Producción, se complementa lo dispuesto en la Ley del Régimen del Sector Eléctrico. Así se indica que, a los sectores que contribuyan al cambio de la matriz energética, se reconocerá la exoneración total del impuesto a la renta por cinco años a las inversiones nuevas que se desarrollen en estos sectores. Además, se indica que la depreciación y amortización que corresponda, entre otras a la adquisición de mecanismos de generación de energía de fuente renovable (solar, eólica o similares), y a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, se deducirán con el 100 % adicional.

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Adicionalmente, para ampliar este tipo de incentivos a proyectos de generación que aporten al sistema eléctrico nacional, se puede tomar en cuenta: el nivel de tensión de conexión, el grado de protección ambiental, así como el ahorro y eficiencia energética, los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento, a más de los costes de inversión (Nebreda, 2007). Para ello, la normativa debe incluir procedimientos transparentes, desarrollo adecuado de la red de transporte, garantía de acceso a la red, precio y mercado estable (Nebreda, 2007).

b) Investigación y Desarrollo En el año 2012, mediante el Decreto Ejecutivo 1940, se creó el Instituto Nacional de Eficiencia Energética INER. El propósito del INER es propiciar el desarrollo de la ciencia relacionada con la eficiencia energética y la energía renovable. En particular, este Instituto, persigue “Incrementar el nivel de la investigación aplicada realizada en el Ecuador, en materia de eficiencia energética y energía renovable”, y el “nivel de conocimiento y concientización de la ciudadanía y entidades en temas de eficiencia energética y energía renovable mediante programas de difusión”. Mayor información sobre el INER se puede encontrar en el capítulo 5 (Eficiencia Energética) de este libro.

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c) Información y Prospección de Localidades La prospección de los recursos renovables permite determinar, en forma preliminar, la cantidad del recurso renovable que se dispone. En el Plan Maestro de Electrificación 2013-2022, se detalla el potencial energético para recursos hidroeléctricos, recursos geotérmicos, solares y eólicos. El recurso hidroeléctrico teórico calculado asciende a 90.976 MW, sin embargo se consideran como técnica y económicamente aprovechables 21.903 MW. Es de aclarar que no todas las centrales que podrían instalarse caen en la definición de renovables. Así por ejemplo de los 3.023 MW, en construcción, el 8 % se considera como tecnologías renovables a pequeña escala (potencias menores a 50 MW, según clasificación del CONELEC). Del catálogo de proyectos que se dispone se tiene una potencia de 10.032,55 MW (MEER, 2010), de los cuales el 18,3 % son proyectos renovables. Por otro lado las expectativas a mediano plazo, en lo referente a proyectos de capacidad hasta 50 MW y que tienen las mejores características a ser desarrollados, alcanzan un total de 250 MW. En el caso de la energía geotérmica se dispone de un potencial hipotético de 6.500 MW (MEER, 2010). Siendo el potencial de cuatro proyectos que se encuentran en prospección de 952 MW. Con respecto a los recursos solares, en el año de 2008 el CONELEC publicó el primer Atlas Solar (CONELEC & CIE, 2008), el cual incluye la cuantificación del potencial solar disponible y con posibilidades de generación eléctrica, en base a mapas mensuales de radiación directa, global y difusa y sus correspondientes isohelias. Esto ha permitido ubicar proyectos locales de generación eléctrica: 2,8 MW, en fase de construcción, además de 907,94 MW de otros proyectos potenciales. Además, se promueven proyectos fotovoltaicos con el fin de electrificar el área rural. En la provincia de Morona Santiago, por ejemplo, se encuentra en ejecución el proyecto “Yantsa ii Etsari” (Luz de Nuestro Sol), que busca instalar y dar mantenimiento continuo a 2.500 sistemas fotovoltaicos aislados. Estos

sistemas tienen una potencia pico de 150 W, y están compuestos por dos paneles de 75 W, un regulador, que controla el sistema panel-batería, y suministra energía para tres focos y un tomacorriente para cargas en corriente continua. Para cargas en corriente alterna se dispone de un inversor de 300 W, la energía es almacenada en una batería de electrolito absorbido, libre de mantenimiento, con capacidad de 150 A-h. El diseño contempla una autonomía de tres días, con lo cual es posible iluminar 5 horas por día y el uso de un artefacto, como por ejemplo un radio (CENTROSUR, 2012). En el año 2013 se publicó el Atlas Eólico (MEER, 2013), que determinó que el potencial eólico bruto del Ecuador es de 1.671 MW con una producción energética media de 2.869 GWh/año. Con relación al Potencial Eólico Factible a corto plazo se anota que es de 988 MW con una producción energética media de 1.697 GWh/ año. De dicho potencial se tiene una potencia referencial en proyectos que se encuentran construidos o en fase avanzada de factibilidad de alrededor 120 MW.

1.4 / Indicadores de Penetración de las ER en el Ecuador A nivel global todavía se discute cuál de los mecanismos mencionados es el más idóneo para promover las energías renovables. En Europa se ha tenido amplio éxito al aplicar el “Feed in Tariff”, pues ha permitido alcanzar en forma efectiva los objetivos deseados. Así mismo, dicho mecanismo ha posibilitado el diseño de componentes tecnológicos específicos, y por tanto ha mejorado la eficiencia del equipamiento (Richstein, Fagiani, de Vries, 2013). La complejidad de los mercados de electricidad pueden mitigar o revertir los resultados esperados al aplicar diferentes políticas para promocionar las ER. Por ejemplo, los modelos basados en certificados verdes tienen un gran riesgo, puesto que los precios de los certifica-

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dos son inciertos. Esto implica una alta disponibilidad de capital y los inversores esperan altas ganancias, y por tanto suelen ser restrictivos para pequeñas firmas. En el caso de la tarifa regulada, el precio de la energía está asegurado y los riesgos asociados son menores, lo que permite el acceso no solo a grandes firmas sino a pequeños productores de ER. En otras palabras, el nivel de concentración es menor (Kazukauskas & Jaraite, 2012). En las regiones en vías en desarrollo como África y Latinoamérica se tienen dificultades para el desarrollo de las ER, debido a su bajo crecimiento económico, falta de desarrollo científico-técnico y problemas sociales internos, así como también la falta de líneas de interconexión en los sitios en donde se encuentran los recursos, flujo de información, altos costos de las tecnologías o consolidación de estrategias de promoción. Por otro lado, el ingreso de tecnologías como la solar y eólica, al ser dependientes de las condiciones climáticas, pueden ocasionar inestabilidad en el sistema. Así, la tensión y corriente en las redes eléctricas pue-

den variar significativamente, degradando la calidad de energía, o poniendo en peligro al equipamiento de la red. En el caso ecuatoriano, como se plasma en la Tabla 1.2, desde finales de la década de 1990 se ha ido conformando una serie de disposiciones que han permitido incrementar la generación con tecnología renovable. En la Figura 1.4 se indica la potencia renovable instalada, hasta el año 2013, así como las expectativas que se tienen al año 2021. En la Figura 1.5 se puede observar que el incremento de las ER con fines eléctricos ha sido primero con la puesta en funcionamiento de centrales hidroeléctricas (potencias <50 MW), centrales turbo vapor que utilizan bagazo de la caña de azúcar (localizadas en los principales ingenios azucareros), así como energía eólica, además de la fotovoltaica aislada a pequeña escala. Para el año 2021 se espera que la potencia con tecnologías renovables se incremente con la entrada de nuevas centrales hidroeléctricas y centrales fotovoltaicas conectadas a red, a tal Ver gráfico a color / pag. 409

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Figura 1. 4 / Histórico de potencia instalada de ER en el Ecuador (Adaptado del Plan de Expansión, Plan Maestro de Electrificación 2013-2022). Fuente: (CONELEC, 2013). Nota: El Plan Maestro de Electrificación no incluye varios proyectos con diferentes tecnologías, en fases de prospección o estudios que podrían modificar esta gráfica, entre los proyectos están: Proyectos Geotérmicos: Chachimbiro (81 MW), Chalpatán (129 MW); Proyectos Eólicos: Arenal (25 MW), Huascachaca (50 MW); Proyectos de Biomasa: San Carlos (30 MW), Ecudos (27 MW); Proyectos de Biogás: Relleno Sanitario de Pichacay (2 MW), Relleno Sanitario del Inga (5 MW).

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Figura 1. 5 / Participación de las ER en el Ecuador (evolución por potencia instalada)(Bustamante Molina, 2013; CONELEC, 2013).

punto que esta última tecnología pasaría a ser la segunda en importancia. En cuanto a la participación en la matriz energética, la potencia renovable no convencional

se irá paulatinamente incrementando de un 0,26 % en el año 2000 a un 7,19 %, en el 2021. En la Figura 1.6 se aprecia que el principal aporte lo dará la energía hidroeléctrica a pequeña escala. Ver gráfico a color / pag. 410

21 Figura 1. 6 / Porcentaje de participación de las ER en el Ecuador (potencia). Fuente:(Bustamante Molina, 2013; CONELEC, 2013).


Con respecto a la producción de electricidad utilizando las tecnologías renovables no convencionales se ha utilizado la información del CENACE y CONELEC (Bustamante Molina, 2013; CONELEC, 2013). En la Figura 1.7 se establece la evolución de la generación renovable para cada tecnología analizada. El incremento de la

generación tiene directa relación con la potencia instalada, siendo la producción hidroeléctrica, la biomasa y la solar las que aparecen con más expectativas para el año 2021. En cuanto al incremento de generación, según la Figura 1.8, la hidroeléctrica asume la mayor participación, seguida de la fotovoltaica, biomasa y eólica. Ver gráfico a color / pag. 410

Figura 1. 7 / Producción eléctrica utilizando ER. Fuente: (Bustamante Molina, 2013; CONELEC, 2013).

22 Figura 1. 8 / Participación de las ER en el Ecuador (energía). Fuente: (Bustamante Molina, 2013; CONELEC, 2013).

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El porcentaje de participación en conjunto para el año 2021 llega a un 8,53 %, concentrado básicamente en la hidroelectricidad, seguido por la fotovoltaica, biomasa y eólica (Figura 1.9). Si se compara con las proyecciones establecidas en el informe del año 2008 (MEER, 2008), se cumpliría las expectativas en lo referente a las energías renovables no convencionales. Ver gráfico a color / pag. 410

Figura 1. 9 / Porcentaje de participación de las ER en el Ecuador. Fuente: (Bustamante Molina, 2013; CONELEC, 2013).

1.5 / Perspectivas de las ER frente al Modelo Vigente en Ecuador En el Ecuador, dadas sus condiciones geográficas, existe un potencial importante para aplicar tecnologías con energías renovables. Los estudios al respecto datan desde épocas del ex INECEL (ver Tabla 1.2), sin embargo son pocos los proyectos que se han implementado. Según se reporta en (Jacobs, et al., 2013), el mercado de energías renovables en Ecuador creció muy poco en el año 2011, y a pesar de los mecanismos existentes, solo se aplicó la tarifa regulada para tres proyectos de generación

con bagazo de caña en la Costa y una granja eólica en Galápagos. Según las proyecciones del CONELEC en los diferentes Planes de Electrificación, el énfasis es dar prioridad a los proyectos hidroeléctricos de gran escala, mientras que las energías renovables no convencionales – ERNC, al año 2021, corresponderán un 7,19 % (incluido las hidroeléctricas de menos de 50 MW de capacidad). Los organismos vinculados al sector eléctrico han hecho esfuerzos para definir el potencial real de las energías renovables; así, a más del recurso hidroeléctrico, se ha determinado el

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potencial solar y el potencial eólico mediante los Atlas correspondientes. A pesar de las bondades que pueden presentar las energías renovables no convencionales, está claro que existen limitantes o barreras que afectan su desarrollo. Al ser tecnologías que deben entrar en competencia con las tradicionalmente existentes, afrontan dificultades para su penetración. Estas dificultades van desde aspectos financieros, regulatorios, económicos o tecnológicos, pasando por la idiosincrasia y escepticismo por parte de los promotores locales. Por ello, una promoción de este tipo de tecnologías debe ir de la mano con incentivos como los enunciados en la Sección 1.2 de este capítulo. Con la eliminación de la tarifa preferencial (ver Tabla 1.3) para la generación de electricidad basada en fuentes renovables, los elementos citados en el párrafo anterior pueden ralentizar el desarrollo de dichas fuentes de energía. A nivel internacional, el éxito de la aplicación de la tarifa regulada (Sodd & Singh, 2008), (Nebreda, 2007) es considerada como el principal mecanismo para el impulso de las ERNC, por lo que la derogación de los precios preferenciales limitaría la incorporación de estas tecnologías. Una de las razones por la que la tarifa regulada, que aparece en una regulación desde el año 2000, no permitió el crecimiento del sector, es debido a que no fue un decreto oficial o ley, así como la falta de reglas, normativa o procedimientos claros para los productores independientes (Jacobs et al., 2013).

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Aun así, no deja de ser importante las políticas declaradas, pues ellas son guías de pensamiento en la toma de decisiones que permiten orientar de mejor forma el logro de objetivos (Dueñas, 2005), para promover la generación de electricidad a partir de ER. Por ejemplo, en el Plan de Desarrollo del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, se anota como meta desarrollar un sistema eléctrico sostenible, basado en el aprovechamiento de los recursos renovables de energía que dispone el país y que garantice un suministro económico, con-

fiable y de calidad. Así mismo, como objetivo se persigue incrementar el uso de energías renovables mediante el desarrollo de estudios de factibilidad que permitan el aprovechamiento de las fuentes de energía de carácter renovable disponibles en el país (SENPLADES, 2013). Partiendo del hecho de que el sector energético es considerado estratégico, y por tanto debe estar a cargo del Estado3, la política que motive la diversificación energética a través de tecnologías no convencionales, debe ser bien pensada, tiene que partir de una visión sistemática, articulada en el resto de políticas públicas, que de sentido, establezca estrategias, provea los medios y determine responsables (Quevedo, 2002). En el Ecuador, el sector privado todavía puede estar limitado para involucrarse en la inversión de generación que utilice recursos renovables no convencionales. Al sector público, la puesta en operación de generación no convencional le sería de interés por un tema de experiencia, diversificación energética y no porque los proyectos sean necesariamente rentables financieramente. El sector privado condiciona su interés a la recuperación del capital y al éxito financiero del proyecto (Jacobs et al., 2013). Es deseable, sin embargo que los esfuerzos iniciales para consolidar un sector renovable sólido y estable, puedan responder a una necesidad estratégica de diversificación (Nebreda, 2007). Según Jacobs et al. (2013), la estatización del sector eléctrico ha provocado que los inversores privados tengan incertidumbre en cuanto a si los contratos previamente firmados sean respetados; así mismo la baja calificación de crédito en comparación a otros países de Lati-

3 En la Regulación CONELEC 002/11 (Resolución No. 021/11, del 14 de abril de 2011) “Excepcionalidad para la participación privada en la generación eléctrica”, con el fin de posibilitar la inversión privada, se califica a la promoción de las ERNC, de interés público, colectivo o general, de tal forma que se regula lo establecido en la reforma al artículo 2 de la Ley del Régimen del Sector Eléctrico.

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noamérica han sido consideradas como barreras específicas para la promoción de las ERNC en el Ecuador. Por otro lado, la creación del Instituto Nacional de Eficiencia Energética y Energía Renovable–INER, así como el establecimiento de diversas líneas de investigación en Universidades y Escuelas Politécnicas, relacionadas al desarrollo de las ER, se espera sean los pilares para consolidar su investigación y desarrollo (I+D). La I+D, así como una regulación eficiente y efectiva, juegan un papel importante para que las empresas y las industrias integren a sus unidades de negocio la generación de electricidad en base a las fuentes renovables (Torres & Arana, 2010). En ese mismo sentido, el capital humano permitirá fomentar la investigación y formación avanzada a favor de la tecnología renovable, posibilitando, además, la cooperación internacional para la transferencia de conocimiento y la generación de tecnología (SENPLADES, 2009). Sin duda, entender las particularidades del entorno en donde se implante determinada tecnología es un paso fundamental y necesario para el éxito de su penetración. En el caso de la energía eólica, por ejemplo, Espinoza y Vredenburg (2010) establecieron que los indicadores económicos son insuficientes para explicar el desarrollo de esta industria considerada como “sostenible”. La investigación realizada por dichos autores establece un conjunto de aspectos clave para el desarrollo de la industria eólica. Estos aspectos se los identificó a partir de exploración bibliográfica así como de entrevistas a varios actores institucionales en cuatro países (Dinamarca, Canadá, Ecuador y Costa Rica) con distintos niveles de desarrollo en dicha industria. El modelo considera que no solo los factores macroeconómicos (estado de la economía e industrias relacionadas) son importantes variables al momento de describir el éxito de la industria, sino hay que considerar otros factores como los institucionales (formales e informales) y específicos de un proyecto (aspectos sociales, ambientales y financieros) (Espinoza y Vredenburg, 2010).

La Ley de Régimen del Sector Eléctrico (vigente desde 1996) estipulaba las bases para el fomento de los recursos energéticos no convencionales a través de los organismos públicos, las universidades y las instituciones privadas, a más de mecanismos fiscales (exoneración del pago de aranceles, impuestos adicionales o gravámenes). Con la promulgación de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica en enero de 2015, y que deroga a la anterior, se establecen objetivos que buscan desarrollar mecanismos que incentiven el aprovechamiento técnico y económico de los recursos energéticos con énfasis en las fuentes renovables, entre las que se incluyen las ERNC. Se espera que con la vigencia de esta ley se establezcan condiciones preferentes mediante regulaciones que se expidan posteriormente, así mismo se acojan incentivos tributarios definidos tanto en el Código Orgánico de la Producción, así como la exoneración de aranceles, impuestos o gravámenes. Por otro lado, se considera que, previo a los estudios correspondientes, se puedan fijar tarifas que promuevan e incentiven estas tecnologías. Finalmente, un aspecto que podría marcar una importante diferencia entre la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica y la Ley del Régimen del Sector Eléctrico, es la inserción del concepto de “generación distribuida” en el marco de la nueva Ley. De esta forma se incluye, por ejemplo, a la generación de carácter domiciliario o comunitario, que podría provenir de recursos como el solar o el eólico, a pequeña escala.

1.6 / Conclusiones • De las fuentes renovables, la energía hidroeléctrica es aquella que se va a imponer en el corto y mediano plazo en el país, puesto que el Ecuador dispone aún de un gran potencial que está en pleno aprovechamiento. Sin embargo, a pesar de que se pudiese llegar a un óptimo de capacidad hidroeléctrica

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instalada, el Ecuador requiere de otras fuentes de energía para diversificar la generación y reducir la vulnerabilidad del sistema eléctrico, puesto que hay épocas de estiaje o sequía cuando la hidroelectricidad pudiera ser insuficiente para abastecer la demanda. Para evitar el incremento de la generación termoeléctrica, no solo por el costo que esta supone, sino por los problemas ambientales que acarrea, es indispensable considerar las fuentes de energía renovable no convencional (ERNC) para la provisión de electricidad. • Se estableció que, como parte de una política energética para promover la generación renovable en el país, existen mecanismos como: incentivos económicos, mecanismos fiscales, instrumentos de mercado, portafolio de energía y objetivos nacionales. De los mecanismos de promoción y financiamiento vigentes en el Ecuador, el primero, conocido como el Feed-in Tariff o de tarifa regulada es el más importante y es el que globalmente ha demostrado mayor efectividad y eficiencia para promover las ER. • Si bien es cierto que hay una serie de mecanismos de promoción, hacen falta herramientas concretas que posibiliten el desarrollo de las ERNC. Los planes o programas son un marco de referencia válidos para definir el horizonte de la planificación. Sin embargo, los planes resultarán imprácticos si no se establecen normativas y mecanismos de seguimiento que garanticen el cumplimiento de las metas planteadas.

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• Algunas de las alternativas renovables han alcanzado o están alcanzando su madurez tecnológica. No obstante, para que el inversor privado o el gobierno se decidan por su uso a gran escala será necesario que representen un “buen negocio”. El éxito del negocio dependerá de que los costos de instalación y producción sigan una tendencia decreciente para que se equiparen con tecnologías convencionales como la térmica o hidroeléctri-

ca. Así mismo, se deberá “nivelar la cancha” para una competencia transparente entre las distintas opciones energéticas. Para ello, es necesario eliminar las distorsiones de mercado, como subsidios a las tecnologías que utilizan combustibles fósiles, e internalizar las externalidades (negativas) sociales y ambientales de dichas tecnologías. • Otras opciones para financiar proyectos con tecnologías renovables son la apertura de líneas de crédito, tanto a entidades públicas como privadas, que consideren créditos preferenciales, subsidios que compensen los riesgos y otorguen tiempo de capitalización. Además, dada la escala de estos proyectos y la eventual aprobación de la nueva Ley Eléctrica, podría enfocarse al fortalecimiento de la capacidad de gestión de organismos locales, evitando la centralización de procedimientos y experiencias. • La incorporación de las energías renovables para la generación de energía eléctrica dentro del Sistema Nacional Interconectado del Ecuador será marginal a mediano plazo; sin embargo, desde ahora es conveniente analizar los requerimientos que estas tecnologías demandan para dicha incorporación. Estos requerimientos no sólo son técnicos sino incluyen temas financieros, económicos, sociales y ambientales. • La existencia de políticas, mecanismos u objetivos, no ha garantizado (desde el año 1996 hasta la fecha) el desarrollo del sector renovable no convencional a gran escala. A pesar del potencial existente, los mecanismos establecidos no han sido del todo exitosos, ya sea por el potencial hidroeléctrico sin aprovechar o por la estructura y condiciones económicas del mercado eléctrico ecuatoriano. Medir a futuro el progreso del sector de las ERNC mediante indicadores que se contrasten con los objetivos trazados permitirá determinar su efectividad y eficiencia.

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• Las expectativas para el año 2020, con respecto a las energías renovables no convencionales se espera se cumplirían; es decir, al menos un 2 % del total de la generación corresponderá a tecnologías como la eólica, solar y biomasa, quedando aun la interrogante de cuál va a ser la participación de la energía geotérmica. En principio se puede decir que los mecanismos establecidos en el Ecuador han sido efectivos para la inclusión de las ERNC a pequeña escala, con un índice conservador de penetración. Queda por determinar si el componente renovable

1.7 / Referencias y Material de Consulta 1. Asmus, P. (2000). Trends in the wind: lessons from Europe and the US in the development of wind power. Corporate Environmental Strategy, 7, 51-61. 2. Ayres, R. (2001). How economists have misjudged global warming. World Watch, 12-25. 3. Barragán, A. (2012). Implementación del Mecanismo de Desarrollo Limpio en el Sector Eléctrico Ecuatoriano. Revista Energía, 8, 132 - 137. 4. Beck, F., & Marniot, E. (2004). Renewable Energy Policies and Barriers. En E. o. Energy. Elsevier. 5. Bustamante Molina, M. (2013). Grandes Hitos y Desafíos en la Operación del Sistema Nacional Interconectado. En CENACE, Testimonios de Sueños y Realidades (págs. 69, 94). Quito: CENACE. 6. Carvalho, C., Garcia, D., & Sica, E. (2006). Investments in Clean Development Mechanism Projects in Latin America and Diversification of the Regional Electrical Energy Matrix. Transmission & Distribution Conference and Exposition: Latin America, 15-18. 7. CENTROSUR. (2012). TRAYECTORIA. CENTROSUR, Cuenca. 8. CEPAL, OLADE, & GTZ. (2000). Energia y Desarrollo Sustentable en América Latina y el Caribe: Guía para la Formulación de Políticas Energéticas. 9. CONELEC. (2013). Plan Maestro de Electrificación 2013 - 2022. Quito: CONELEC.

no convencional será suficiente para afrontar escenarios adversos dentro del sistema eléctrico, provocados por imprevistos económicos, técnicos o ambientales. Por ejemplo, aspectos relacionados con el cambio climático, como sequías o inundaciones, pueden repercutir negativamente en el abastecimiento energético de un sistema eléctrico basado en generación casi exclusivamente hidroeléctrica. El reto a futuro es entonces proponer una nueva matriz energética donde las energías renovables no convencionales tengan un mayor protagonismo.

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II / a Facultad de Ciencias Químicas, Universidad de Cuenca, Cuenca, Ecuador b Department of Biological Systems Engineering, Washington State University, Pullman, WA, USA c Facultad de Ingeniería Mecánica, Escuela Politécnica del Litoral– ESPOL, Guayaquil, Ecuador d Centre Internacional de Mètodes Numèrics en Enginyeria (CIMNE), Terrassa, Barcelona, España e Instituto Nacional de Eficiencia Energética y Energías Renovables (INER), Quito, Ecuador. f Universidad Regional Amazónica “IKIAM”, Muyuna, Tena, Ecuador. g Universidade Federal do Rio Grande do Sul, Porto Alegre, RS, Brasil h CENIPALMA, Bogotá, Colombia.

* Forma de referenciar este capítulo: Peláez Samaniego, M.R., García Pérez, M.,Barriga R., A., Martí Herrero, J., Montero Izquierdo, A., Meyer, F.D., García Núñez, J.A., 2015. Estado de uso de la biomasa para la producción de bioenergía, biocumbustibles y bioproductos en Ecuador. En: “Energías renovables en el Ecuador. Situación actual, tendencias y perspectivas”, Editores: Peláez Samaniego, M.R. y Espinoza Abad, J.L. Universidad de Cuenca. Gráficas Hernández, Cuenca, Ecuador.

Estado de uso de la biomasa para la producción de bioenergía, biocombustibles y bioproductos en Ecuador Manuel Raúl Peláez Samaniegoa,b / Manuel García Pérezb / Alfredo Barriga R.c / Jaime Martí Herrerod,e / Andrés Montero Izquierdof / Flavio D. Mayerg, Jesús A. García Nuñezb,h (*)

2.1 / Introducción La biomasa, principalmente en forma de madera, es la fuente de energía más antigua usada por el ser humano y ha sido desde siempre un importante material de construcción (para viviendas, embarcaciones, armas, herramientas o utensilios). Su amplio y hasta excesivo uso tuvo repercusiones sociales y ambientales importantes en el transcurso del desarrollo de varias sociedades. La falta de madera debido a la sobre explotación en Japón, por ejemplo, ocasionó en siglos pasados disputas entre ciudades, interrupción de construcciones y regulación severa del uso de la madera (Diamond, 2005). La deforestación en suelos ocupados por la cultura Maya ocasionó aparentemente intensa erosión y ha sido considerada una de las causas para el colapso de esta cultura (Diamond, 2005). La sociedad europea (especialmente en el norte) ha experimentado también épocas de severa escasez de madera, debido a la sobre explotación (Diamond, 2005). El aprovechamiento de la leña (madera) era generalizado hasta inicios del siglo XX como combustible tanto en países desarrollados como en desarrollo. En países desarrollados, la madera, a través del proceso de pirólisis, proveía de carbón vegetal que era usado en diversos procesos industriales como la metalurgia. La pirólisis proveía también de diferentes

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productos químicos, tales como ácido acético y metanol. La gasificación de carbón mineral y leña proveía a su vez de gas para iluminación a inicios del siglo XX (Basu, 2010). El proceso de sustitución de la madera, en mayor o menor intensidad, por carbón mineral y petróleo en los siglos XVIII y XX, respectivamente, y el nuevo esquema de consumo de energía basado en fuentes fósiles (que resultaban baratas y de fácil uso) fue imitado por otros países, incluyendo el Ecuador. Sin embargo, la aceptación de la problemática ambiental generada por el uso de combustibles fósiles, su paulatino encarecimiento y tendencia al agotamiento, motivan al mundo actual a mirar atrás en la historia y hacer nuevamente uso de la biomasa no solo para la producción de energía, sino también de otros productos como compuestos de madera (por ejemplo aglomerados) para sustituir madera o para la obtención de bioproductos y productos químicos de alta demanda. Los beneficios que pueden resultar del uso de la biomasa son varios desde una óptica social, ambiental y económica. Las instalaciones para aprovechar la biomasa requieren ser ubicadas normalmente cerca de las fuentes de generación/producción, o sea en el campo, aspecto que beneficia a las áreas rurales mediante la generación de empleo para el cultivo, recolección, pretratamiento y uso de la biomasa. Los beneficios ambientales de su uso son ampliamente aceptados y hay consenso respecto a la potencial disminución de las emisiones de gases de efecto invernadero que resultarían al consumirse biomasa en sustitución de fuentes fósiles de energía.

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En Ecuador, la biomasa es una fuente de energía abundante pero poco explotada. La Figura 2.1a muestra estadísticas de la producción de energía primaria en el año 2013. Se observa que apenas 1.7 % de la energía producida en el país

en aquel año tuvo origen en leña y derivados de la caña de azúcar. Adicionalmente, la Figura 2.1b muestra que de la energía consumida en el país, solamente 3 % proviene de leña y derivados de la caña de azúcar. Por otro lado, de la Figura 2.1c se desprende que no ha habido variaciones importantes en estas estadísticas en los últimos 17 años. En la Figura 2.2 se observa, adicionalmente, que existe una tendencia a la disminución de la participación de la biomasa (leña y derivados de la caña de azúcar) como fuente primaria en el país. Similar tendencia se observa en el consumo de biomasa como fuente de energía (Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos, 2013). A pesar de que se han dado pasos importantes para incentivar el uso de la biomasa con fines energéticos (ver Capítulo 1), se requiere todavía de un arduo trabajo para conseguir una mayor participación de esta fuente de energía renovable en la matriz energética nacional. Diversos aspectos podrían ser responsables por el limitado uso de la biomasa en el país en la actualidad: a) competencia de otros combustibles que actualmente son baratos (bajos precios de gas licuado de petróleo–GLP, diésel y gasolina), b) falta de inventarios de disponibilidad y ubicación de biomasa, c) falta impulso a las tecnologías de transformación de la biomasa tanto para energía como para biomateriales, buscando diversificar la oferta de productos que se podrían elaborar en plantas industriales que ya usan biomasa de una u otra manera (por ejemplo la adición de biopolímeros, aglomerados, pellets de madera para combustible, etc.), o d) falta de capital. Estos factores requieren ser identificados de mejor manera para un adecuado apoyo del Estado a emprendimientos que involucren el uso de este recurso energético y/o para incentivar la inversión privada.

II ESTADO DE USO DE LA BIOMASA PARA LA PRODUCCIÓN DE BIOENERGÍA, BIOCOMBUSTIBLES Y BIOPRODUCTOS EN ECUADOR Manuel Raúl Peláez, Manuel García, Alfredo Barriga, Jaime Martí, Andrés Montero, Flavio Mayer, Jesús García


a)

b)

c)

Figura 2. 1 / a) Producción de energía primaria en Ecuador (2013), b) Consumo de energía en Ecuador en el año 2013 por fuente (en porcentajes), c) Variación de la producción de energía primaria por fuente en el período 1995-2012. Elaborado a partir de datos del CONELEC (2012) y del Balance Energético Nacional (Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos, 2014).

31 Figura 2. 2 / Participación de la biomasa (leña y derivados de la caña de azúcar) como fuente de energía primaria en el Ecuador (Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos, 2013).


El objetivo del presente capítulo es presentar algunos elementos relacionados con la disponibilidad, uso actual y oportunidades de uso de la biomasa, especialmente lignocelulósica (por ejemplo residuos de la agroindustria y de la industria de la madera) en el Ecuador. En el estudio se identifican métodos actuales de disposición final de los residuos de la agroindustria y se intenta mostrar algunas posibilidades de uso de dichos residuos. Para el efecto se ha realizado una revisión bibliográfica sobre los temas abordados, se han efectuado visitas de campo, se ha consultado a personas involucradas en la producción de residuos lignocelulósicos y se ha visitado sitios web de instituciones públicas que disponen de estadísticas.

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Si bien el tema es extenso y requiere profundizar en determinados aspectos, se ha intentado presentar ideas que sirvan de punto de partida y/o elementos de discusión para un futuro uso de la biomasa en el país ya sea con fines energéticos o no energéticos. No es posible abordar un tema tan extenso en un solo capítulo y, como se observará, existen muchos aspectos que necesitan ser expandidos. Por ejemplo, es necesario profundizar en el estudio de variedades de biomasa, métodos de cultivo, genoma de las plantas, caracterización de biomasa, tipos de biocombustibles que se pueden obtener de biomasa plantada. También hace falta elaborar mapas de ubicación de residuos de biomasa, propuestas de ubicación de plantas térmicas que puedan hacer uso energético o no energético de la biomasa residual, análisis técnico-económico de la transportación a los centros de consumo. Se requiere, adicionalmente, estudiar los impactos sobre uso de agua, ciclos de vida de los materiales lignocelulósicos, métodos de cultivo adecuados para optimizar el rendimiento de los terrenos dedicados al cultivo de biomasa con fines energéticos e impactos ambientales, solo por citar algunos ejemplos. La sección 2.5.1 es la que más se ha podido expandir debido al apoyo del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable que financió un trabajo sobre este tema en el año 2009

(Pelaez-Samaniego, 2009). Esta sección puede servir de partida para realizar estudios similares con otros recursos lignocelulósicos. Se espera que a futuro, universidades y centros de investigación, a través de la realización de tesis de grados, proyectos de investigación, etc., puedan contribuir a la expansión y enriquecimiento del tema.

2.2 / Definición y tipos de biomasa El término biomasa se refiere a todo material orgánico biodegradable derivado de plantas, animales, o microorganismos (UNFCCC, 2005), que tiene potencial de uso como fuente de energía renovable y/o bioproductos. Entre estos materiales se incluyen la madera y sus residuos, cultivos agrícolas y residuos de su cosecha y procesamiento, residuos municipales orgánicos y desechos animales, entre otros. La expresión “biomasa lignocelulósica” es comúnmente empleada para describir residuos que contienen celulosa, hemicelulosa y lignina en su constitución química. Otros materiales como los aceites vegetales, semillas y vegetales, por ejemplo, se incluyen en la categoría de carbohidratos. El término biomasa también incluye gases y líquidos producidos durante la descomposición de materiales orgánicos biodegradables (Basu, 2010). En este capítulo no se mencionan ni incluyen materiales cuyo uso es destinado al consumo humano. La Tabla 2.1 muestra una propuesta de subclasificación de la biomasa tomando como criterio su origen. En la referida tabla y en este capítulo se usa con frecuencia la palabra “residuo” en vez de basura, con la finalidad de hacer énfasis en que los materiales lignocelulósicos poseen cierto valor económico actual o potencial, a diferencia de lo que la basura en sí pueda tener. El término residuo probablemente tampoco describe de mejor forma todos los materiales analizados y en algunos casos hubiera sido preferible usar “subproducto”. Sin embargo, se usa “residuo” para simplificar el uso de términos.


Tabla 2.1 / Clasificación y subclasificación de la biomasa de acuerdo con su origen (Adaptado de Basu (2010)). Biomasa natural

Biomasa residual

Biomasa terrestre

- Biomasa forestal - Hierbas - Plantaciones con fines energéticos

Biomasa acuática

- Algas - Otras plantas acuáticas

Residuos municipales

- Residuos sólidos municipales - Aguas servidas - Gas producido en rellenos municipales

Residuos agrícolas sólidos

- Residuos ganaderos - Residuos de cosechas agrícolas

Residuos forestales

- Cáscaras, hojas, ramas de árboles

Residuos industriales

- Residuos de la industria de muebles de madera. - Residuos de demolición de estructuras de madera - Aceites y grasas vegetales

El uso de la biomasa para la producción de energía persigue normalmente obtener combustibles: líquidos (etanol, biodiesel, metanol, aceite de pirólisis, aceite vegetal, gasolina verde), sólidos (carbón vegetal, biomasa torreficada), o gaseosos (biogás, metano, gas sintético obtenido mediante gasificación) (Basu, 2010). La biomasa lignocelulósica es con frecuencia considerada neutral en las emisiones de CO2, debido a que las emisiones de CO2 producidas en su combustión son aprovechadas para el crecimiento de las plantas durante la fotosíntesis. Toda fuente de biomasa lignocelulósica (y la madera en particular) está constituida de componentes estructurales (celulosa, hemicelulosas y lignina) y componentes no estructurales (polisacáridos de almidón, proteínas, componentes orgánicos solubles en agua y componentes inorgánicos) en menor porcentaje (Pelaez-Samaniego et al., 2013). Típicamente, el

contenido de estos componentes es de 40 a 50 % de celulosa, 20 a 30 % de hemicelulosa, 10 a 25 % de lignina. Algunas biomasas (principalmente de origen acuático) como las algas también tienen alto contenido de proteína y lípidos. La celulosa es un polímero de alta resistencia mecánica que sirve de soporte y da estructura a las plantas y constituye el polímero natural más abundante en la naturaleza; las hemicelulosas tienen una estructura compleja y son menos resistente térmicamente, como resultado de la presencia de muchos tipos de azúcares diferentes; la lignina es un compuesto formado por tres unidades de fenoles propanoicos principales: p-hydoxi-fenol (H), guaiacol (G) y siringol (S). La lignina es responsable de la presencia de aromáticos en los productos de la degradación térmica de la biomasa y provee a las plantas de color, así como sirve de agente protector de las plantas frente a microbios y provee durabilidad. Los extractivos son moléculas pequeñas que dan a las plantas olor y son

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también responsables de la defensa contra el ataque de micro-organismos.

2.3 / Tecnologías para la conversión de biomasa

Dependiendo del tipo de biomasa, la presencia de estos componentes puede ser mayor o menor y, en la madera, confieren propiedades que la vuelven pesada o ligera, flexible, dura o suave. El empleo de la biomasa lignocelulósica (particularmente madera) para producir energía o con fines estructurales depende en gran medida del contenido de celulosa, hemicelulosas o lignina. Existen varias fuentes de consulta para profundizar en conceptos relacionados con la composición química de la biomasa, métodos de caracterización, efecto de cada componente en el procesamiento y uso de la biomasa, por lo que en este capítulo esos aspectos no son abordados. La expansión en estos temas, si bien necesaria, limitaría espacio que queremos dedicar a la situación actual del uso de la biomasa en el país, así como la disponibilidad y perspectivas de uso de este recurso. Algunas fuentes de consulta que podrían ser consideradas son, por ejemplo, Cortez et al., (2008), Basu (2010), Vertès et al. (2010), Wyamn et al. (2013).

Las posibilidades de aprovechamiento de la biomasa con fines energéticos y no energéticos son diversas: a) mediante el empleo de procesos de conversión de la energía de la biomasa en calor y/o electricidad, b) mediante la conversión en otra forma de energía en estado líquido (por ejemplo etanol, biodiesel, aceite de pirólisis, etc.) o gaseoso (tales como gases de síntesis o biogás), c) mediante la fabricación de aglomerados y compuestos de madera y fibras naturales. Los procesos para obtener energía se pueden dividir en termoquímicos y bioquímicos. Los procesos termoquímicos abarcan combustión, torrefacción, gasificación, pirólisis, licuefacción, extracción con agua caliente y explosión con vapor. Los procesos bioquímicos incluyen la fermentación, digestión anaeróbica (DA) y la hidrólisis enzimática, usados normalmente para producir combustibles líquidos (Ver Figura 2.3).

BIOMASA

Licuefacción Aceites de liquefacción

Sólidos

Líquidos

Combustibles, químicos

Pellets, Aglomerados, Combustibles

Combustibles, azúcares, químicos

Explosión por vapor; extracción con agua caliente

Gasificación Gases de síntesis

Aceite de pirólisis Combustibles, hidrógeno, químicos, energía

Combustibles, Hidrógeno, calor, energía eléctrica

Carbón vegetal

Pirólisis

Combustión

Fermentación Combustibles

Calor; Electricidad

Digestión anaeróbica y aeróbica

Procesos Termoquímicos

Uso agrícola, pellets, combustible

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Combustibles; Electricidad; químicos

Procesos Bioquímicos

Figura 2.3 / Procesos de conversión de la biomasa y principales productos/aplicaciones (Adaptado de Basu (2010)).


La tendencia actual en el uso de las tecnologías mencionadas es usarlas de manera combinada. De esta manera se busca la integración de procesos y tecnologías para un mejor aprovechamiento de las materias primas, para mejorar la oferta de productos y reducir costos de producción. Estos esquemas, conocidos comúnmente como biorefinerías, parten de un principio similar a una refinería de petróleo en la que la producción de combustibles solamente es costosa y poco atractiva, por lo que se recurre a la diversificación mediante la producción de lubricantes, productos químicos, etc. Similarmente, en una biorefinería, la producción de, por ejemplo, calor y electricidad, pellets de madera, bioplásticos, aglomerados y compuestos y otros productos químicos, además de combustibles, puede convertir una planta de procesamiento de biomasa en un negocio muy atractivo que contribuye con la reducción de contaminantes ambientales mediante el uso de materiales renovables y la reducción de desperdicios.

2.3.1 / Procesos termoquímicos El aprovechamiento de la biomasa para producir energía eléctrica (y otros productos y subproductos) puede ser efectuado a partir de diferentes conceptos: sistemas de combustión (Ciclo Rankine), sistemas de gasificación, sistemas de pirólisis o biorefinerías. La selección de la mejor alternativa no solo depende de la tecnología y su disponibilidad en el mercado, sino también de aspectos económicos y geográficos de las zonas en las cuales se encuentran los recursos de biomasa. Debido a que en la actualidad existen varias fuentes de consulta especializadas en los fundamentos y teoría de los procesos termoquímicos (ver, por ejemplo, Brown and Stevens (2011) o Basu (2010)), la intención de esta sección es presentar solamente algunos conceptos generales que puedan servir de base para el desarrollo de las siguientes secciones.

2.3.1.1 / Combustión La combustión es el proceso más antiguo conocido por la especie humana para la producción de calor y resulta aún esencial en muchos procesos tecnológicos modernos. En términos químicos, la combustión es una reacción exotérmica entre el carbono (C) y el hidrógeno (H) de la biomasa con el oxígeno del aire. Como resultados se obtienen compuestos estables: CO2 y H2O, respectivamente. La producción de energía eléctrica mundial recurre, en gran parte, a la combustión (en ciclos Rankine u otros tipos de ciclos térmicos) usando combustibles fósiles o biomasa. Asimismo, el transporte terrestre, aéreo, espacial y marítimo emplea combustión. En nuestro país, la combustión es el proceso usado, por ejemplo, en el sector arrocero para calentar el aire utilizado en el secado del arroz quemando cáscara o GLP (Pelaez-Samaniego, 2009), en la industria azucarera para la generación de vapor usando bagazo, en la industria maderera para producir vapor o calor aprovechando residuos, en la industria cerámica y de cemento para producir calor y gases usando petróleo o derivados, en algunas centrales termoeléctricas que usan combustibles fósiles para la generación de energía eléctrica, o para cocción a nivel doméstico e industrial. Otro uso frecuente de la combustión ocurre en la industria de producción de materiales de construcción, tales como en la cocción de ladrillos y tejas. Uno de los grandes problemas en el uso del proceso de combustión para estos procesos está relacionado con deficiencias en los sistemas de combustión, lo que provoca problemas ambientales serios. Por ejemplo, un reciente estudio efectuado en el cantón Cuenca muestra que la producción ladrillera depende del uso de leña, madera, aserrín, viruta y hasta caucho de neumáticos de vehículos. La contaminación ambiental provocada por la combustión de estos materiales en hornos abiertos y diseñados con poco o ningún criterio técnico es elevada, de acuerdo con estudios de Swiscontact (www.swisscontact.org.ec) y de

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la Municipalidad de Cuenca (Parra, 2009). Las ladrilleras constituyen en la actualidad la segunda fuente de emisiones de material particulado a la atmósfera en el Cantón Cuenca (Parra, 2009). Ventajosamente, hay señales de que problemas como este pueden ser solucionados. Uno de los proyectos en ejecución para contribuir con la reducción de la emisión de contaminantes en esta industria, así como mejorar la eficiencia del proceso de combustión y contribuir con mejoras en la condiciones laborales de las personas involucradas en esta industria está siendo llevado a cabo actualmente por el Programa Regional “Eficiencia Energética en Ladrilleras Artesanales de América Latina– EELA” (www.swisscontact.org.ec).

2.3.1.3 / Gasificación La gasificación es el proceso termoquímico de conversión de un combustible sólido en un producto gaseoso con contenido energético utilizable, por medio de la combustión parcial, en presencia de un oxidante (por ejemplo aire) en cantidades menores que la estequiométrica. Para el proceso, el material a ser gasificado es previamente reducido a partículas pequeñas y pretratado para reducir contenido de humedad. El gas producido está compuesto por CO, H, CH4, gases inertes, compuestos orgánicos

volátiles (COV), alquitrán y agua (en forma de licor piroleñoso). El gas producido se denomina gas pobre, producer gas, o gas de síntesis. Este gas puede ser usado para generar energía térmica o mecánica o para la obtención de combustibles líquidos. El proceso de gasificación fue originalmente desarrollado a inicios del siglo XIX con la finalidad de producir gas para iluminación y cocción de alimentos (town gas) a partir de carbón mineral, pero el gas natural y la energía eléctrica sustituyeron posteriormente el town gas en esos usos. No obstante, el uso de gasificadores tuvo nuevamente un repunte a mediados del siglo XX en diferentes países del mundo en los sistemas de transporte. Más de un millón de unidades de gasificación fueron usadas para mover vehículos durante la Segunda Guerra Mundial (Foley y Barnard, 1983). Una aplicación importante de la gasificación ha sido la producción de combustibles líquidos a partir de carbón mineral mediante el proceso Fischer-Tropsch. Otro uso que se dio a los gasificadores fue en los sistemas de bombeo de agua en áreas rurales en países como Filipinas (Foley y Barnard, 1983). En estos sistemas se usaba un motor de combustión interna que operaba con los gases obtenidos de la gasificación, como se muestra en el esquema de la Figura 2.4.

biomasa

gasificador

aire

limpieza/ enfriamiento de gas

cámara de mezclado eje del motor MCI

gas caliente

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aire

gas limpio y frío

ceniza

Figura 2.4 / Sistema de gasificación empleado en motores de combustión interna–MCI (Adaptado de Foley y Barnard, 1983).


Existen diferentes tipos de gasificadores, en función del principio de funcionamiento o de la aplicabilidad. Algunos de estos gasificadores son: de lecho móvil (a contracorriente o a corrientes paralelas), de lecho fluidizado (Ver Figura 2.5), y de flujo arrastrado. Gasificadores downdraft y updraft son dos tipos comunes de gasificadores de lecho móvil. En la práctica, el uso de gasificadores atmosféricos requiere de elementos auxiliares como: unidades de tratamiento y enfriamiento de los gases, sistemas de control y tratamiento de residuos e instalaciones que usan/transforman la energía contenida en los gases (por ejemplo turbinas de gas o motores de combustión interna tipo diésel, llamados motores de gas), entre otros. Fuentes de consulta relacionadas con la gasificación de la madera, algunos usos de los gases, así como conceptos y métodos de gasificación se pueden encontrar en FAO (1993) y Basu (2010). Una alternativa que está siendo desarrollada e implantada a pequeña escala en China es el uso de motores de gas que aprovechan los gases producidos en la gasificación de la cascari-

lla de arroz y otros tipos de biomasa en esquemas denominados BGPG (Biomass Gasification Power Generation) (Wu, et al., 2002; Li, 2007). Sistemas BGPG de pequeña capacidad poseen eficiencias entre 11 a 13 %; plantas de mediana capacidad pueden llegar a 16 % de eficiencia y las de mayor escala alcanzan eficiencias de hasta 28 %. El tamaño de las plantas varía en un amplio rango: desde 2,5 kW hasta 40 MW y los costos de inversión de estos sistemas (año 2007) están en el orden de 950 a 1430 USD/ kW instalado, en dependencia del tamaño de planta (precios en China) (Li, 2007; Leung et al., 2004). Los gasificadores usados en estos esquemas son del tipo lecho fluidizado circulante (circulating fluid bed–CFB). Según Leung et al. (2004), el uso de estos sistemas es recomendable en zonas geográficas donde el suministro eléctrico es difícil y existe alta disponibilidad de biomasa (estos autores analizan el empleo de sistemas de gasificación CFB usando cáscara de arroz). Esto se debe, normalmente, al elevado costo que representa la transmisión eléctrica hasta esos lugares.

(b) downdraft gasifier (a) fluid-bed gasifier

biomass

Gas oxidizer

Reactor gas

Alimentación de la biomasa

(c) updraft gasifier biomass

Recolección de cenizas Aire

gas

37 oxidizer ash

Figura 2.5 / Esquema simplificado de algunos tipos de gasificadores (Navarro et al. 2009; Cortez et al., 2008).


El concepto denominado Biomass Integrated Gasification/Integrated Gasification Combined Cycles (BIG/IGCC) es una opción importante frente a los ciclos Rankine que hacen uso de la biomasa (Larson et al., 2001; Li, 2007). Propuestas de uso de esta tecnología aplicadas a cascarilla de arroz son mostradas en Li (2007). En la Figura 2.6 se presenta un esquema simplificado del concepto BIG/IGCC (no se incluyen sistemas auxiliares para el pre-tratamiento de la biomasa). Al igual que la mayoría de los conceptos basados en la gasificación de biomasa, el uso de motores de gas (por ejemplo sistemas BGPG) y el sistema BIG/IGCC no son todavía de amplio uso en escala industrial. Por este motivo, al pensar en la gasificación como tecnología para producir energía eléctrica a partir de la biomasa es necesario tener en cuenta su estado de baja implementación comercial. En el mundo existen pocos sistemas en operación gasificando grandes volúmenes de biomasa para producir energía eléctrica. Ejemplos de estos sistemas son a) la planta de 140 MW de capacidad instalada en Finlandia (www.metso.com) y b) una planta de 30 MW basada en el concepto BGPG que opera con cascarilla de arroz y está ubicada en China (Li, 2007). Existen otras plantas a escala piloto o que han sido implementadas en unidades pequeñas, no adecuadas a la necesidad de generación de energía eléctrica en mayor escala. Esto se debe, probablemente, a los altos costos que implican estos esquemas y los desafíos tecnológicos en el tratamiento de los gases producidos. Adicionalmente, el uso de los gases en turbinas de gas exige que estos sean comprimidos antes de ser alimentados en las cámaras de combustión, lo que representa un consumo extra de energía, disminuyendo la eficiencia del proceso (Pelaez-Samaniego, et al., 2008).

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Un factor importante que podría limitar la implementación de la gasificación para la generación de energía eléctrica está relacionado con las dificultades de contar con suministro

constante y abundante de materia prima para operar una planta. Leung et al. (2004) muestran que existe viabilidad económica únicamente en plantas con capacidad instalada relativamente alta y que funcionen como mínimo 5000 horas/año (en las condiciones de China). Por otro lado, el nivel de entrenamiento del personal para operar sistemas de gasificación es fundamental para la viabilidad de los mismos (Stassen, 1995). Las características y el tipo de materia prima, asimismo, afectan directamente el proceso. Experiencias en España han mostrado que, por ejemplo, el uso de cascarilla de arroz genera dificultades de operación que inviabilizan la adopción de esta tecnología. Una solución que se ha propuesto es la posibilidad de mezclar la cascarilla de arroz con otras fuentes de biomasa. Otra alternativa podría ser la integración de gasificación con combustión. En estos esquemas se evita el problema de la limpieza de los gases, pues estos son quemados para producir calor. El beneficio se traduce en que 1) se evita el sistema de limpieza de gases, que resulta cara, y 2) se evita problemas de operación de las calderas, pues los problemas de, por ejemplo, incrustación de alquitranes y otros materiales en las paredes de los hornos de las calderas pueden ser reducidos sustancialmente al usar un combustible gaseoso en vez de sólido. Un beneficio adicional que merece análisis es que probablemente se puede simplificar el diseño del gasificador. En nuestro país, la experiencia en gasificación no ha alcanzado un nivel que permita implantar estos sistemas libres de problemas o prever dificultades y soluciones, lo que podría afectar la implantación de sistemas de gasificación en gran escala. Estos elementos deben ser analizados con detenimiento en cualquier propuesta de uso de la gasificación de biomasa. Si bien la gasificación para producir electricidad a partir de la biomasa no es atractiva en las condiciones actuales, una alternativa de interés inmediato para el país podría ser la producción de gases para uso doméstico. Adicio-


Gases exhaustos

Gas Condensador Bomba

turbina de vapor

Alimentación de biomasa

Sistema de limpieza de gases Gasificador

agua

Generador eléctrico Vapor de agua

Turbina de gas

Generador eléctrico Recuperador de calor (caldera)

Figura 2.6 / Esquema simplificado del principio de trabajo de un ciclo BIG/IGCC (Adaptado de http://en.wikipedia.org/wiki/ Combined_cycle y Cortez et al., 2008).

nalmente, existe enorme potencial de uso de residuos municipales mediante gasificación para la producción de energía y el reciclado de materiales. El país debe explorar estas opciones.

2.3.1.3 / Experiencia ecuatoriana en el campo de la gasificación En el Ecuador, el análisis de uso de residuos forestales y agrícolas para gasificación (producer gas) se inició en 1985 con un proyecto en la ESPOL (Escuela Politécnica del Litoral) denominado “Fuerza motriz rural a base de desechos agroforestales” (Barriga, 1985). La Organización Latinoamericana de Energía había desarrollado el Primer Evento de Capacitación en Gasificación Térmica en Centro América en 1983, y en 1985 el Instituto Beijer de Suecia capacitó a funcionarios de Nicaragua y Ecuador en el uso de la tecnología de gas pobre en aplicaciones

vehiculares. El Instituto Nacional de Energía de Ecuador (INER) intentó fomentar el desarrollo de pequeñas unidades de generación eléctrica para zonas remotas en base a prototipos generados en la ESPOL con auspicio del Instituto Ambiental de Estocolmo (Barriga, 1992; Duque, 1993). Posteriormente se desarrolló en la Escuela Politécnica de Chimborazo (ESPOCH) una aplicación de gasificadores para industrias artesanales de cal en Lican, Chimborazo, en 1997 (Zavala, 1997). Una unidad de generación eléctrica de aproximadamente 50 kW fue adaptada para pruebas con corteza de palma africana a través de un proyecto de Senescyt en 2008 (Mena, 2008), proyecto que continúa estudiando la viabilidad de la tecnología a través de pruebas en el estación de INIAP (Instituto Nacional Autónomo de Investigaciones Agropecuarias) en Santo Domingo. La ESPOCH, por su parte, continúa desarrollando trabajos de adaptación al uso de

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la tecnología en pequeña escala (Zavala, 2011). Los problemas principales encontrados por todos los investigadores tienen que ver con la depuración de gases y con problemas operativos al mezclar combustibles biomásicos para los que el diseño particular del gasificador puede no estar preparado. Algunos de los problemas encontrados están señalados en detalle en un estudio desarrollado por el Instituto Beijer de Suecia (Kjellstroem y Barriga, 1987) en que se puntualizan limitaciones de la tecnología, principalmente problemas con la formación de escorias, dificultades de flujo de la biomasa fibrosa, efectos del tamaño irregular de trozos de biomasa, efectos abrasivos de partículas sobre el motor y variaciones del contenido de gas combustible. Algunos de ellos se han corregidos en unidades modernas como las del proyecto en el INIAP, en cuyo equipo (de fabricación hindú) se inserta un tren de enfriamiento y depuración de gases, que consiste en una secuencia de filtros que usan la propia biomasa con creciente grado de finura como elemento filtrante, siendo al final reciclados en el gasificador para eliminación. Algunos resultados han sido reportados y pueden ser consultados en el sitio web de la Corporación para las Investigaciones Energéticas–CIE (http://www.energia.org.ec/Resumen%20oara%20web%20CIE. pdf). La experiencia de gasificación térmica en Ecuador se limita al caso de lecho descendente no fluidizado.

aplicación tiene que ver con la competencia que va a generar el gas licuado de petróleo (GLP), cuyo precio actual en el mercado nacional (menos de US $2 un tanque de 15 kg de GLP, en Septiembre de 2015) es muy bajo por efecto de los subsidios. Ese factor inviabiliza la gasificación en pequeña escala en las condiciones actuales de Ecuador, aunque estudios posteriores relacionados con la eliminación o focalización de los subsidios a los combustibles (específicamente GLP) deben proveer alternativas compensatorias, donde la gasificación de la cascarilla de arroz o de mezclas de este material con otros tipos de biomasa lignocelulósica en pequeña escala puede resultar una alternativa viable.

Producción de gases para uso como combustible a nivel doméstico o en pequeña escala

http://www.retsasia.ait.ac.th/Publications/ An%20Improved%20Gasifier%20Stove%20 for%20Institutional%20Cooking.pdf

La implantación de pequeños sistemas de gasificación para producir gases de síntesis para uso a nivel doméstico puede resultar atractiva principalmente en las zonas rurales de Ecuador. Estos sistemas son actualmente usados en varios países asiáticos (Filipinas, Tailandia, China, India) para la cocción de alimentos. Son equipos fácilmente adaptables a las necesidades domésticas y de pequeños negocios (restaurantes, por ejemplo). No obstante, un problema que puede aparecer para su posible

Mayor información referente a gasificadores aplicables a la propuesta descrita puede ser encontrada en, por ejemplo, Mansaray et al. (1999), Jain y Goss (2006), Natarajen et al. (1998) y Stassen (1995), o en los siguientes sitios web: http://www.crest.org/discussiongroups/resources/stoves/Belonio/preface.html http://www.bioenergylists.org/en/beloniocfrh http://www.tnau.ac.in/aecricbe/aetc/bio5.htm http://www.fao.org/docrep/T4470E/t4470e0i. htm

2.3.1.4 Pirólisis La pirólisis consiste en un proceso termoquímico a moderadas temperaturas (menores que en el caso de la gasificación) en ausencia (parcial) de oxígeno, donde del proceso se obtienen productos sólidos (carbón vegetal), líquidos y gaseosos. Los equipos empleados para este proceso se conocen como reactores


de pirólisis, cuyo principio de trabajo tiene algunas similitudes con los gasificadores. Sin embargo, los parámetros de operación de los reactores de pirólisis son diferentes. Por ejemplo, mientras la gasificación ocurre a temperaturas de aproximadamente 900 °C, la pirólisis se efectúa a temperaturas alrededor de 500 °C. Los tipos de reactores de pirólisis pueden ser: de lecho fluidizado, de lecho fijo, de vórtice, continúo tipo tornillo sinfín (con tornillo de alimentación), etc. El principal uso de la pirolisis es la producción de carbón o aceite pirolítico. La pirólisis puede ser lenta o rápida. La carbonización de la madera es un proceso de pirólisis lenta. La pirolisis rápida es de gran interés en la actualidad pues, controlando adecuadamente algunos parámetros (temperatura de reacción, tamaño de las partículas, tiempo de residencia del material dentro del reactor de pirólisis, presión dentro del reactor), es posible obtener altas cantidades de líquido, conocido como bio-oil o aceite de pirólisis. El uso potencial de los derivados del proceso es amplio (Pelaez-Samaniego et al, 2008; FAO, 1993): a) El carbón vegetal tiene aplicación en el campo médico e industrial (carbón activado), en la industria de alimentos, como combustible, como materia prima para gasificar y obtener gases de elevada pureza, etc. En la actualidad, uno de los usos más prometedores del carbón vegetal es para uso agrícola. La adición de carbón vegetal ha demostrado que puede mejorar la calidad del suelo, a la vez que sirve para secuestrar carbono y reducir emisiones al medio ambiente (Ver Sección 2.3.1.5). b) Los gases producidos durante la pirólisis son de baja calidad, pero pueden ser adecuados para operaciones de secado previo de la biomasa, o para la generación de energía eléctrica en sistemas que incluyan turbinas de gas o motores de combustión interna reciprocantes (motores de gas).

c) El subproducto más importante es el biooil. Su poder calorífico superior (PCS) es aproximadamente 16 MJ/kg, que resulta muy inferior al del petróleo y/o derivados (Mayer, 2009) (cuyo PCS varía entre 40 y 44 MJ/ kg). Bridgewater et al. (1999) describen una eficiencia de conversión de biomasa en bio-oil alrededor de 75 %. Se reportan usos del bio-oil a escala de laboratorio en motores diesel y en turbinas de gas y, en escalacomercial, en calderas. El bio-oil puede servir también para la producción de fertilizantes y pesticidas naturales, o como materia prima para la industria química y alimentaria (saborizante de alimentos), entre otras aplicaciones. El potencial de uso del bio-aceite para producir combustibles líquidos es importante. Sin embargo, la cantidad de oxígeno (en la forma de agua emulsionada de manera natural) y la presencia de oligómeros, y su acidez e inestabilidad térmica impiden el uso directo del bio-oil como combustible en sistemas de combustión convencionales, como en el caso de motores diésel. Valores de propiedades críticas como poder calorífico, viscosidad, contenido de agua, pH, etc., son diferentes de las que presentan los derivados del petróleo. El uso directo del biooil debe superar algunos obstáculos mediante tecnologías en desarrollo, como la refinación o el hidrocraqueamiento. La pirólisis es un proceso en desarrollo en varias universidades y centros de investigación en el mundo. Los avances efectuados en el desarrollo de esta tecnología y sobre las posibilidades de uso del bio-oil, así como las dificultades que aún se deben superar, pueden ser encontrados en diferentes fuentes de consulta (Pelaez-Samaniego et al., 2008; Ba, et al. 2004; Garcia-Perez, 2005; Garcia-Perez et al., 2005). El proceso de pirólisis rápida se encuentra aún en fase experimental. Aunque se han dado importantes pasos tecnológicos en los últimos años y la pirólisis ha madurado lo suficiente como

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para aplicarla en mayor escala, la viabilidad económica de este proceso no ha sido probada en escala comercial.

2.3.1.5 / Algunos aspectos relacionados con la carbonización en Ecuador La práctica de carbonización o pirólisis lenta en Ecuador es conocida en varias regiones donde se produce carbón vegetal, como el caso de zonas cercanas a Milagro, Quevedo, Esmeraldas y algunas regiones rurales de la Sierra. El carbón vegetal en nuestro país proviene de la pirólisis principalmente de madera, residuos de la industria de la palma africana y de bambú. Al parecer, el bambú es usado principalmente para producir carbón de exportación. Según estadísticas del Banco Central del Ecuador, el país ha exportado 622 t de carbón en el período 2001–2009 (las mayores exportaciones se han dado en 2007 y 2008) (BCE, 2011). El uso principal del carbón vegetal en Ecuador es como combustible a nivel doméstico y en restaurantes. Sin embargo existen otras opciones de uso. Una alternativa es potenciar la carbonización de la biomasa residual para usarlo en el enriquecimiento de la calidad de los suelos de algunas regiones agrícolas mediante el empleo de carbón como agente de retención de fertilizantes y secuestrador de carbón. Es conocido que el carbón vegetal contribuye positivamente a mejorar la fertilidad de los suelos y con ello a secuestrar CO2 (McGee, 2008; Lehmann and Stephen, 2009; Woolf et al., 2010), lo que es de interés sobre todo en regiones tropicales como el caso de nuestro país.

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Los procesos de producción de carbón en Ecuador se basan en el uso de hornos de tierra y, en menor medida, hornos metálicos de complejidad relativamente baja, normalmente de pequeña capacidad y anexados a las plantas de procesamiento de palma africana. La carbonización en sistemas tradicionales (usando hornos de tierra) se caracteriza por la dificultad de

recuperar los subproductos del proceso (gases y líquidos) que se convierten en contaminantes ambientales, por un lado, y en pérdida de subproductos que podrían agregar valor al proceso, por otro lado. A diferencia de los procesos de pirólisis rápida, el rendimiento de la carbonización en hornos de tierra (medido como la relación entre la masa del producto y la masa de la materia prima) es muy bajo (entre 10 a 15 %), lo que implica el uso de grandes cantidades de madera, a veces de origen nativo. Una breve inspección del carbón que se expende en algunos mercados, como la Feria Libre de Cuenca, muestra una alta diversidad de madera usada para la producción artesanal de carbón. Si bien el eucalipto es una fuente de materia prima muy usada en la Sierra, los productores y comerciantes de carbón vegetal mencionan que otras especies de madera son también usadas (gañal (Oreocallis grandiflora), sarar (Weinmania sp) y laurel de cera (Myrica sp.), por citar tres ejemplos). El uso de otros recursos lignocelulósicos para la producción de carbón vegetal en el país es limitado y no se han reportado datos que permitan tener una idea clara de la escala, eficiencia, materia prima usada o localización de plantas. Varias especies de plantas de mayor abundancia, de crecimiento más rápido y menos susceptibles a ser impactados negativamente pueden ser usadas para producir carbón. Palacios (2008) indica que la región de la costa cuenta con la mayor diversidad de especies registradas con potencial para producir carbón vegetal, algunas de las cuales son usadas con poca frecuencia en la actualidad. La carbonización en nuestro país, como en muchos países en desarrollo, requiere atención urgente para buscar mecanismos que permitan mejorar el rendimiento del proceso, recuperar los subproductos, manejar mejor los recursos de materia prima, buscar mercados para el carbón y subproductos, capacitar a los productores para mejorar sus condiciones laborales y perfeccionar los diseños de los equipos empleados. Estos elementos permitirán moder-


nizar la industria de la carbonización y seguir la tendencia de otros países donde la carbonización está tomando fuerza. No ha sido posible para los autores identificar si en la actualidad existe alguna institución ecuatoriana pública o privada que esté estudiando las posibilidades de usar carbón vegetal para enriquecer y mejorar suelos. El potencial en este sentido es enorme como lo muestra International Biochar Initiative (IBI) (http://www.biochar-international.org/).

2.3.1.6 / Torrefacción La torrefacción consiste en un calentamiento lento de la biomasa a temperaturas entre 200 y 300 °C dentro de una atmósfera inerte. La torrefacción es un proceso de pirólisis a menor temperatura que en el caso de la pirólisis rápida y la carbonización, por lo que a veces al proceso se conoce también como pirólisis a baja temperatura. Sin embargo, la separación de la pirólisis de la torrefacción ayuda a un mejor entendimiento del proceso y a los autores nos permite mostrar nuestra experiencia de mejor manera. La torrefacción se desarrolla en la fase endotérmica de la carbonización y la presencia de un gas inerte permite evitar oxidación o combustión del material. La exposición de la biomasa en este rango de temperaturas reduce la humedad a valores muy bajos y provoca la degradación de la hemicelulosa y la despolimerización parcial de la celulosa y de la lignina (Pelaez-Samaniego et al., 2013a; Pelaez-Samaniego et al., 2014a). Los productos liberados son principalmente ácido acético, fracciones de fenol y otros compuestos de bajo poder calorífico. Como resultado se obtiene un sólido uniforme con mayor poder calorífico que la biomasa inicial. La duración y la temperatura del proceso afectan las propiedades de la biomasa torreficada

o biomasa torrada. La Figura 2.7 muestra un ejemplo de reactor de pirólisis/torrefacción de horno de tubo en el cual se ha efectuado torrefacción de pino durante 30 minutos, así como fotografías de los productos obtenidos. Es notorio que incrementos de temperatura provocan cambios en el color del material torreficado, lo que es acompañado de reducción de la masa inicial, producto de la volatilización parcial o total de algunos componentes de la biomasa, tales como las hemicelulosas (o pentosas). Detalles sobre los fenómenos físicos y químicos que ocurren durante la torrefacción pueden ser consultados, por ejemplo, en Pelaez-Samaniego et al. (2013a). Otras características importantes de la biomasa torreficada son: hidrofobicidad, mayor durabilidad que la biomasa original y alta densidad energética. El poder calorífico superior puede variar entre 23 y 24 MJ/kg, mientras que el contenido de carbono fijo puede alcanzar valores de 28 a 30 % (Luengo, Fonseca y Bezzon, 2008). El material torreficado es más frágil que la biomasa inicial, lo que facilita el proceso de trituración previa a su uso. Se ha observado que la cantidad de energía requerida para la molienda se reduce cuando el material ha sido torreficado, lo que ha sido atribuido a la fragilidad que adquiere el material durante la torrefacción (Pelaez-Samaniego et al., 2013a). Este proceso pudiera ser de interés para el desarrollo de pellets densificados para la exportación. Por este motivo, este proceso presenta potencial para ser aplicado en el acondicionamiento de la biomasa antes de transportarla, aunque aspectos relacionados con el empleo de los sub-productos de la torrefacción (algunos componentes químicos que pueden resultar nocivos para el medio ambiente) no han sido solventados en su totalidad. En la actualidad los vapores de torrefacción son generalmente combustionados para evitar daños ambientales.

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Figura 2.7 / Reactor de pirólisis/torrefacción tipo horno de tubo (escala laboratorio)y productos obtenidos durante la torrefacción de pino a diferentes temperaturas durante 30 min (Fotos: M.R.Pelaez-Samaniego).

En la Figura 2.8 se muestra la tendencia de la degradación de pino (especie pinus ponderosa) durante el proceso de torrefacción durante 30 minutos, usando el reactor mostrado en la Figura 2.7. En nuestro país la torrefacción se encuentra en etapa inicial de investigación, a escala de laboratorio (ver por ejemplo Peña y Yánez (2011)), usando principalmente residuos de la industria de la madera (por ejemplo pino).

44 Figura 2.8 / Degradación de pino en el proceso de torrefacción a diferentes temperaturas y durante 30 minutos (Adaptado de Pelaez-Samaniego et al., 2014a).

2.3.1.7 / Procesos hidrotérmicos: Licuefacción y gasificación hidrotérmica Esta sección presenta una muy breve descripción de los procesos de conversión de la biomasa lignocelulósica en productos de valor agregado, especialmente bio-aceite, usando la biomasa con alto contenido de humedad. Debido a que el secado es costoso y normalmente demorado, los procesos hidrotérmicos presentan ventajas, comparado con la pirólisis, la gasificación o la combustión. Los procesos hidrotérmicos son muy apropiados cuando la materia prima contiene mucha humedad, como es el caso del Jacinto de agua (lechuguín) o las hojas de banano. En realidad, estos procesos requieren de agua adicional para una adecuada operación, siendo frecuente relaciones de agua: biomasa superiores a 3:1. Dos procesos son identificados dentro de este tipo de tecnología: licuefacción y gasificación hidrotérmica (conocida también como gasifi-


cación húmeda). La licuefacción hidrotérmica (bajo condiciones de agua sub-críticas) es usada para la conversión de la biomasa en biocombustibles líquidos, sometiendo la biomasa a un proceso de hidrogenación, comunmente en presencia de un catalizador. El proceso ocurre a relativamente altas temperaturas (300–350 °C), elevada presión (12-20 MPa) y duración en dependencia de los materiales que se procesan (en el orden de varios minutos). A través de la licuefacción, la biomasa es directamente convertida en un líquido aceitoso que se puede usar para posterior refinado y producción de combustibles. La gasificación hidrotérmica, ya sea en condiciones subcríticas o supercríticas, persigue transformar la biomasa en gases, normalmente usando un catalizador (Matsumura et al., 2005; Elliot, 2011). Una variante de la gasificación hidrotérmica es la hidro-gasificación, en la cual se usa hidrógeno y no se emplean catalizadores. Estos procesos se encuentran todavía en desarrollo. Sin embargo, se ha demostrado que pueden ser usados para una diversidad muy grande de materiales lignocelulósicos, incluyendo estiércol de ganado (Yin et al., 2010; Theegala and Midgett, 2012; Elliot et al., 2004; Matsumura et al., 2005; Yakaboylu et al., 2013). En nuestro país, el uso de estos procesos podría ser de interés para procesar lechuguín, hojas de banano y otros materiales en los que el secado es poco atractivo por su impacto en el costo de procesamiento. La información disponible no ha mostrado que alguna institución en el país esté usando estos procesos en la actualidad.

2.3.1.8 / Explosión por vapor y extracción con agua caliente Estos dos procesos son a veces categorizados como físico-químicos. Sin embargo, los autores hemos preferido clasificarlos dentro de los procesos termoquímicos en ambientes con alto contenido de humedad (Pelaez-Samaniego et al., 2013) porque en los dos casos los fenómenos

que ocurren se deben al efecto de los cambios químicos que adquiere el material en presencia de calor. En el proceso de explosión con vapor la biomasa es sometida a temperaturas de hasta 240 °C durante tiempos relativamente cortos (1 a 10 minutos) mediante la inyección de vapor de agua. Luego de este tiempo, el recipiente es rápidamente despresurizado, lo que provoca diversos cambios físicos y químicos en la biomasa: desagregación y ruptura de las fibras, despolimerización y ruptura de enlaces químicos. La rápida despresurización produce evaporación del agua contenida internamente en las fibras lignocellulósicas, creando fuerzas que provocan la separación de las mismas. Los grupos acetilos de la hemicelulosa producen ácido acético que, en las condiciones del proceso, cataliza reacciones químicas de autohidrólisis. Como resultados, los enlaces químicos de la celulosa con la lignina son destruidos (al menos parcialmente), dando como resultados fibras más accesibles para procesos ulteriores, tales como, por ejemplo, hidrólisis enzimática. La despolimerización de la hemicelulosa produce diferentes compuestos que son recuperados en parte con el agua de lavado al final del proceso. Esta fracción, rica en derivados de hemicelulosas, puede ser usado para la producción de azúcares y/o combustibles líquidos u otros polímeros y productos químicos de alto valor comercial. A veces son practicadas variantes del proceso mediante la adición de catalizadores (por ejemplo ácido sulfúrico) o cambios en el medio de trabajo (por ejemplo, adicionando amoníaco). Algunas ventajas del proceso de explosión con vapor son la simpleza del método y su rapidez, relativamente bajo costo y buena fragmentación de la biomasa. Como desventajas han sido mencionadas la degradación de las hemicelulosas y la baja remoción de la lignina. Sin embargo, la degradación de hemicelulosas puede ser ventajosa debido a que facilita el acceso de enzimas hacia la celulosa en procesos de hidrólisis enzimática.

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La extracción con agua caliente, a diferencia de la explosión por vapor, usa agua en estado líquido. Para el proceso se usan reactores donde se coloca la biomasa y una cantidad determinada de agua (por ejemplo 4 veces más que la cantidad, en masa, de biomasa). Luego de hermetizado, el reactor es calentado a temperaturas de hasta 200 °C, donde el agua se mantiene en gran medida en estado líquido mediante el control de la temperatura. A veces se pueden superar estas condiciones, según estudios realizados en la Washington State University (Pelaez-Samaniego et al., 2014c), donde los autores han realizado pruebas hasta 220 °C. La duración del proceso es normalmente más larga que en el caso de explosión por vapor (por ejemplo de 1 a 2 horas). La Figura 2.9 muestra un ejemplo de reactor usado para la extracción con agua caliente a escala de laboratorio y los productos obtenidos. Al igual que en la explosión por vapor, la extracción con agua caliente es un proceso de autohidrólisis; es decir, no se usan productos químicos externos; por esta razón estos procesos han sido considerados ambientalmente más benignos que otros donde se usan productos químicos. Una potencial desventaja de estos procesos es el consumo energético para el calentamiento de los reactores y el elevado pH de los líquidos ricos en derivados de las hemicelulosas. Para neutralizar el pH y lavar los sólidos se emplea agua adicional. En los dos procesos la biomasa residual adquiere un color marrón que tiende a acentuarse conforme las condiciones del proceso son más exigentes (mayores temperaturas y presiones).

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Trabajos conjuntos entre la Washington State University (WSU, Pullman, WA) y la State University of New York (SUNY, Syracuse, NY) han mostrado que el proceso termoquímico de extracción con agua caliente permite separar fracciones de biomasa ricas en derivados de hemicelulosas, dejando como subproducto una fracción sólida con propiedades (por ejemplo, resistencia a la humedad) superiores a la ma-

dera original. La fracción líquida rica en hemicelulosas es transformada en químicos y combustibles (Amidon et al., 2008), mientras que la fracción sólida es usada para la producción de pellets de elevada calidad o compuestos de madera (Pelaez-Samaniego et al., 2012, Pelaez-Samaniego et al., 2013a, 2013 b, y 2013c). La lignina, por otro lado, es removida (al menos de forma parcial) más fácilmente de las fibras de la biomasa. La lignina puede ser usada para la producción de, por ejemplo, polímeros y adhesivos. La importancia de combinar calor con agua para moldear la madera más fácilmente ha sido identificada desde tiempos remotos. El moldeado de estructuras de madera para producir canoas y barcos es un ejemplo de estos procesos. El moldeado de láminas de madera para fabricar instrumentos musicales como guitarras, conocida por artesanos en el Ecuador, es otro ejemplo del efecto del agua caliente sobre las propiedades de la madera. Sin embargo, el potencial de estas tecnologías es grande en otros campos industriales como la producción de papel, textiles, biotecnología de producción de combustibles líquidos, entre otros. La combinación de explosión con vapor o extracción con agua caliente con la producción de compuestos de madera es una aplicación que despierta enorme interés en la actualidad como medio para mejorar las propiedades de los compuestos de madera (Pelaez-Samaniego et al., 2012; Pelaez-Samaniego et al., 2013b; Pelaez-Samaniego et al., 2014a,b; Pelaez-Samaniego et al., 2015). El efecto positivo de la extracción con agua caliente sobre los aglomerados de madera es la reducción enorme de la afinidad de estos productos con el agua y la reducción del hinchamiento de estos productos en presencia de humedad. Las propiedades mecánicas son incrementadas (Pelaez-Samaniego et al., 2013c), aunque algunos trabajos muestran que no hay efecto alguno. En la Figura 2.10 se muestran ejemplos de aglomerados (particleboard) producidos con partículas de pino (especie Pinus Ponderosa) normal (iz-



b)

a)

c)

Figura 2.9 / Ejemplo de a) reactor Parr de 2 litros de capacidad para realizar extracción con agua caliente a escala de laboratorio, b) mezcla de chips de madera con líquido de extracción inmediatamente después del proceso; y c) comparación de chips y polvo de madera antes (izquierda) y después (derecha) del proceso de extracción con agua caliente (Fotos: M.R.Pelaez-Samaniego).

quierda) y después del proceso de extracción con agua caliente (derecha). Un uso adicional de materiales sometidos a extracción con agua caliente es la producción de pellets de madera para uso combustible. Una de las ventajas del proceso es la reducción del contenido de cenizas de la madera, que es

consecuencia del uso de agua para el pretratamiento. Sin embargo, este proceso se podría justificar si además de los pellets son producidos otros productos a partir de los líquidos ricos en productos derivados de las hemicelulosas. Estos procesos están aún en desarrollo en varias universidades y centros de investigación (Pelaez-Samaniego et al., 2013a). Ver gráfico a color / pag. 412

47 Figura 2.10 / Particleboard producido con pino sin tratamiento (izquierda) y con pino sometido al proceso de extracción con agua caliente (derecha) (Fotos: M.R.Pelaez-Samaniego)


2.3.2 / Procesos químicos y biológicos

Fermentación

2.3.2.1 / Procesos químicos

La fermentación es un proceso ampliamente usada para la producción de etanol de primera generación a partir de caña de azúcar, maíz, etc. Los materiales empleados para producir etanol son azúcares, almidones, o celulosa/hemicelulosa. Un ejemplo conocido es el uso de la caña de azúcar para producir etanol mediante el uso de levaduras (por ejemplo del tipo Saccharomyces cerevisiae). Sin embargo, cuando se usa madera y otros materiales lignocelulósicos, un paso previo es la producción de azúcares mediante procesos de sacarificación o hidrólisis (ya sea ácida o enzimática).

El biodiesel es el ejemplo clásico del empleo de procesos químicos para producir combustibles líquidos. La materia prima para producir biodiesel debe contener abundantes cantidades de aceites (triglicéridos) que son transformados (mediante procesos de transesterificación) en un combustible adecuado para su uso. Las materias primas más usadas son aceites vegetales extraídos de plantas oleaginosas (por ejemplo soya, girasol, colza, jatropha) o aceites usados de origen animal. El biodiesel puede ser luego mezclado con diésel derivado de petróleo para operar motores diésel convencionales, en proporciones que dependen de la legislación de cada región o país, o de las características técnicas de los motores. El proceso de producción de biodiesel es relativamente simple. Normalmente se requiere sólo algún tipo de alcohol (por ejemplo metanol) y un catalizador (hidróxido sódico) para la conversión química en ésteres, como producto principal, y glicerol como subproducto. Sin embargo, el proceso puede volverse complejo debido a la presencia de gomas, ácidos grasos libres y otras impurezas, incluyendo color, que pueden ser más o menos abundantes en dependencia de la materia prima usada. Una excelente referencia para profundizar en el tema es, por ejemplo, The Biodiesel Handbook (Knothe and Van Gerpen, 2010).

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Un aspecto importante a considerar en esta alternativa de obtención de biocombustibles es que la producción de azúcares (especialmente glucosa) a partir de materiales lignocelulósicos es un proceso complejo que a veces puede ser inhibido por la presencia de lignina y otros compuestos. La lignina puede, asimismo, actuar como una barrera a la acción de las enzimas, lo que reduce seriamente la hidrólisis. Por este motivo, la hidrólisis es normalmente precedida por procesos de deslignificación para remover la lignina (al menos de manera parcial). Luego, las (largas) cadenas de celulosa (o proteínas, almidones y grasas) son rotas (degradadas) para producir glucosa que puede ser empleada para la producción no solo de biocombustibles (etanol, isobutanol, etc.) sino también de productos químicos de alto valor comercial.

2.3.2.2 / Procesos biológicos

Digestión anaeróbica

La conversión de la biomasa para la producción de combustibles líquidos (etanol) o gaseosos (biogás) a través de procesos biológicos requiere el uso, de microorganismos. Los dos procesos biológicos más empleados son la fermentación para producir etanol y la digestión anaeróbica para producir biogás.

La digestión anaeróbica es un proceso en el que la materia orgánica es descompuesta por la acción de microrganismos, en ausencia de oxígeno, para producir una mezcla de gases constituida mayoritariamente por metano y CO2, con algunas impurezas y contaminantes (entre ellos H2S). El principal producto, conocido como biogás, es empleado como combusti-


ble y el otro subproducto, el material digerido, puede ser usado como abono para uso agrícola. La digestión anaeróbica puede ser empleada para procesar aguas residuales, residuos animales y municipales u otros materiales orgánicos industriales, domésticos o comerciales. Previo al proceso, esos materiales son comúnmente pretratados para mezclar diferentes tipos de materiales, para adicionar agua, o reducir materiales inertes (por ejemplo plásticos y vidrio) y de esa manera mejorar la eficiencia del proceso (cantidad de metano obtenido respecto a la materia prima original). Los equipos empleados para el proceso son conocidos como biodigestores. La clasificación de estos equipos puede obedecer a la temperatura de trabajo, contenido de humedad de la materia usada, o número de etapas de digestión. En este sentido, cada equipo es diseñado para trabajar de manera óptima con determinados tipos de materiales únicamente y en condiciones particulares de trabajo. El proceso puede ser mesofílico (35 °C) o termofílico (55 °C), siendo los primeros los más usados en la actualidad. Para profundizar en el extenso tema de la producción de biogás mediante digestión anaeróbica se recomienda, por ejemplo, el libro Bioenergy Production by Anaerobic Digestion: Using Agricultural Biomass and Organic Wastes (Korres et al., 2013) y Burke (2001). En la Sección 2.5.10 se abordan algunos elementos relacionados con la experiencia ecuatoriana en el tema de la producción de biogás.

2.4 / Caracterización y pretratamiento de la biomasa La caracterización es una etapa fundamental para la comercialización, transporte, transformación o uso de cualquier fuente de biomasa ya sea con fines energéticos o no energéticos, debido a que cada tipo de biomasa posee características físicas y químicas diferentes. La caracterización de la biomasa incluye estudios y pruebas de laboratorio, siguiendo procesos es-

tandarizados y reconocidos. Conocer las características de un material permite: a) diferenciar un tipo de biomasa de otro, b) prever el comportamiento del material en procesos químicos o termoquímicos, c) prever posibles efectos en los equipos usados para la transformación de la biomasa, d) predecir el rendimiento de posibles productos, o e) asignar valor a un material. La caracterización de la biomasa requiere investigar las siguientes propiedades: contenido de cenizas, contenido de humedad y carbón fijo (análisis inmediato); contenido de volátiles; composición elemental (carbono–C, hidrógeno–H, nitrógeno–N, oxígeno–O, y azufre–S); composición química (celulosa, hemicelulosa, lignina, materiales extractivos); poder calorífico (superior e inferior); tamaño de partículas; contenido de materiales extraños (por ejemplo metales pesados); forma de las partículas; densidad. En ocasiones es también importante conocer la estabilidad térmica de un material lignocelulósico en presencia de gases inertes, lo que puede ser estudiado usando termogravimetría (thermogravimetry analysis–TGA). Usando TGA es posible igualmente determinar el contenido de volátiles y carbón fijo, además de estimar (de forma aproximada) el contenido de hemicelulosas (Ver por ejemplo García-Núñez et al., 2006). Una buena fuente de consulta sobre los métodos que se pueden emplear para la caracterización de la biomasa puede ser encontrada en el sitio web del Laboratorio Nacional de Energías Renovables de los Estados Unidos–NREL (National Renewable Energy Laboratory) (http://www.nrel.gov/biomass/analytical_procedures.html). Algunos procesos de caracterización de la biomasa descritos y fácilmente accesibles son: 1. Determination of Acid Soluble Lignin Concentration Curve by UV-Vis Spectroscopy 2. Determination of Structural Carbohydrates and Lignin in Biomass

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3. Determination of Extractives in Biomass

PCI = 339 C + 1030 H – 109 (O – S) – 24 W [kJ/kg],

4. Preparation of Samples for Compositional Analysis

o las fórmulas sugeridas en por Van Loo y Koppejan (2008) tanto para PCS como para PCI:

5. Determination of Total Solids in Biomass and Total Dissolved Solids in Liquid Process samples

PCS = 0,349 C + 1,1783 H + 1,005 S – 0,0151 N – 0,1034 O – 0,021 A [MJ/kg], base seca PCI = PCS (1 – W/100) – 2,444 W/100 – 2,444 (H/100)

6. Determination of Ash in Biomass 7. Determination of Sugars, Byproducts and Degradation Products in Liquid Fraction Process Samples 8. Determination of Starch in Biomass Samples by HPLC 9. Determination of Protein Content in Biomass 10. Rounding and Significant Figures 11. Determination of Insoluble Solids in Pretreated Biomass Material 12. Measurement of Cellulase Activities 13. Enzymatic Saccharification of Lignocellulosic Biomass 14. SSF Experimental Protocols: Lignocellulosic Biomass Hydrolysis and Fermentation

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La importancia de contar con resultados de análisis elementa le inmediato de la biomasa lignocelulósica radica en que, a partir de los valores de C, H y N, y de los resultados de contenido de humedad y cenizas, es posible determinar los balances de masa y, con buena aproximación, el poder calorífico superior e inferior, PCS y PCI, respectivamente. Para el efecto se puede usar, por ejemplo, la fórmula de Mendeliev para el PCI:

* 8,936 (1 – W/100) [MJ/kg], base húmeda

Donde C, H, N, S y O, representan el porcentaje (en masa) de Carbono, Hidrógeno, Nitrógeno y Oxígeno, respectivamente. W, por otro lado, se refiere al contenido de humedad (%) de la muestra y A se refiere al contenido de cenizas (%) (asumiendo que la muestra corresponde a base de trabajo; es decir, con contenido de humedad y cenizas al momento del uso) (Favor poner atención a las unidades). Otra etapa importante previa al uso de la biomasa es su preparación y transporte. La densidad y el contenido de humedad son dos aspectos críticos en la biomasa. La biomasa es por naturaleza un material higroscópico y su contenido de humedad varía siempre de un ambiente a otro con humedad relativa diferente, es decir, la biomasa tiende siempre a alcanzar un contenido de humedad en equilibrio con el ambiente (equilibrium moisture content) (Pelaez-Samaniego et al., 2013a). Por otro lado, la densidad de los residuos de la cosecha e industrialización de diversos productos agrícolas es muy baja. Como referencia, la densidad bruta (en estado seco) de la cascarilla del arroz es de aproximadamente 120 kg/m3, la del bagazo de caña es de alrededor de 220 kg/m3 (Vaz Rossell, 2006), la de la paja de caña de azúcar triturada es 306 kg/m3 (Pelaez-Samaniego et al., 2011). La densidad de aserrín de madera, seco, puede ser tan baja como 200 kg/m3. Las desventajas que presenta la biomasa para el transporte y uso combustible (alto contenido de humedad, higroscopicidad, bajo poder calorífico y baja densidad) pueden ser compensa-


das en buena medida con procesos previos a su utilización, es decir mediante operaciones de pretratamiento. El pretratamiento persigue preparar un material lignocelulósico para posterior conversión a través de métodos mecánicos, térmicos, químicos o bioquímicos. La selección de un método u otro depende de varios factores: las características de la materia prima, el tipo de producto que se quiere obtener y el tipo de proceso que se quiere emplear y los costos del pretratamiento (Pelaez-Samaniego et al., 2013a). Las operaciones de pretratamiento exigen, en ese sentido, conocer muy bien el material con que se va a trabajar y conocimiento profundo de los procesos posteriores. La complejidad del pretratamiento de la biomasa lignocelulósica es consecuencia de varios factores, algunos ya mencionados anteriormente: bajo contenido energético por unidad de volumen, elevado contenido de humedad, heterogeneidad en el tamaño de partículas, presencia de compuestos que podrían inhibir procesos posteriores (exceso de cenizas, por ejemplo), dificultad de una adecuada separación de la lignina, cristalinidad de la celulosa, dificultad de acceder a las células del material. Las operaciones de pretratamiento de la biomasa son diferentes si la intención es usarla para la producción de combustibles, como en el caso de la producción de etanol de segunda generación, donde la materia prima (madera, macro-algas, tusas de maíz, hojas de plantas de banano, etc.) presenta una estructura compleja. Materiales como el bagazo de caña de azúcar, por ejemplo, pueden no requerir pre-tratamiento o un pretratamiento simple debido a que su uso es generalmente en el mismo sitio donde se produce y su tamaño de partícula es relativamente menos heterogéneo que en otros tipos de biomasa; sin embargo, materiales como la cascarilla de arroz, residuos de la cosecha de cacao o maíz, resultan más convenientes de transportar si algún proceso previo al transporte es efectuado. Estos procesos permiten “densificar” el contenido energético de la bio-

masa y, en ocasiones, reducir el contenido de humedad de manera simultánea. A continuación se describen brevemente algunos procesos de preparación o densificación energética de la biomasa.

1) Briquetado: permite compactar la biomasa hasta cuatro veces su densidad inicial. El proceso se realiza en prensas mecánicas o hidráulicas y puede requerir aglutinantes, parafinas, etc., para lograr mejor compactación, así como algún grado de calentamiento de la biomasa. Esta puede resultar la mejor alternativa de densificación energética de materiales como la cascarilla de arroz en las condiciones del Ecuador (Ver Sección 2.5.1.20). Sin embargo, materiales con tamaño de partícula más grande podrían requerir, previo al briquetado, procesos de reducción de tamaño de partícula. 2) Peletizado: con este proceso se obtienen, normalmente, formas cilíndricas compactas de menor tamaño que los briquetes (por ejemplo diámetro de 6 mm y longitud de 25 mm). Su uso puede resultar similar al uso de la biomasa que le dio origen, pero presenta la ventaja de una mayor densidad. Al igual que en el briquetado, este proceso se efectúa en máquinas diseñadas específicamente para el proceso. Una alternativa que no es analizada en este capítulo es la posibilidad de integrar el proceso de torrefacción con otros procesos de densificación energética. La combinación de torrefacción con pelletizado o briquetado presenta enorme potencial en las condiciones del Ecuador. Esta integración de procesos ha sido considerada como la alternativa que podría viabilizar la exportación de pellets de biomasa desde Sudamérica hasta Europa (Uslu et al., 2008). Debido a que a futuro el país podría exportar materiales lignocelulosicos torreficados y pelletizados, es importante que se efectúen más estudios

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de este tipo involucrando varios tipos de biomasa.

3) Trituración y molienda: permite obtener partículas muy finas con densidad mayor que la biomasa inicial. Los molinos a usar pueden ser de martillo, de disco oscilante, etc. La molienda puede ser aplicada a prácticamente todos los tipos de biomasa existentes. Sin embargo, en materiales como la cascarilla del arroz, la molienda es difícil debido a la alta abrasividad del material, lo que ocasiona un rápido deterioro del equipo de molienda. Ventajosamente, el proceso de combustión en generadores de vapor convencionales no exige que la cascarilla sea molida, pues el tamaño de partículas es homogéneo. Algunos tipos de aglomerados usando cáscara de arroz tampoco requerirían trituración. Sin embargo, materiales con tamaño de partícula mayor pueden requerir trituración (o molienda) para procesos de combustión, gasificación o pirólisis, para la producción de compuestos y aglomerados, o para la producción de combustibles de segunda generación a partir de residuos lignocelulósicos. Todos los procesos de densificación energética mencionados pueden ser adecuados para los tipos de biomasa de los que dispone Ecuador desde el punto de vista técnico. La integración de estos procesos con torrefacción presenta mejores oportunidades de empleo. No obstante, el factor económico va a decidir sobre su viabilidad. Uno de los problemas que presenta el pretratamiento de los materiales lignocelulósicos previo a su uso es el costo elevado. El pretratamiento ha sido considerado el proceso que presenta mayores desafíos tecnológicos para el uso de la biomasa.

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En la Sección 2.5.1.20 se muestra un análisis económico que cuantifica y compara el costo de briquetar y transportar cascarilla de arroz briquetada con el costo de transporte de la cas-

carilla in natura para uso en sistemas centralizados de generación de energía eléctrica.

2.4.1 / Experiencias sobre briquetado de biomasa en Ecuador Estudios efectuados en el país han mostrado que el briquetado de biomasa no es atractivo desde el punto de vista económico, como se confirma en la Sección 2.5.1.20. En la Hacienda La Julia del Cantón Juján, provincia del Guayas, se adquirió a mediados de la década de 1980 una briquetadora pequeña. Aparentemente, la idea era explorar la venta de briquetas a los ingenios azucareros y plantas similares. Sin embargo, debido al bajo costo nacional de los combustibles, el costo de las briquetas no era atractivo y la idea no prosperó. Hubo además problemas con la higroscopicidad de las briquetas, pues después de un tiempo se desmenuzaban. Por otro lado, en esa misma época se hicieron pruebas en un termogasificador de gas pobre en la ESPOL con tecnología adaptada de una versión del Instituto Beijer de Suecia. Esos equipos estaban limitados al uso de bloques de madera y no de material suelto como la cáscara de arroz, lo que provocaba taponamiento del equipo. La dificultad de ingresar en el mercado briquetas de cascarilla (por su costo) no permitió avanzar con el empleo de briquetas en vez de material suelto, aunque se observó que era posible el empleo de dichas briquetas. Esa experiencia mostró también que, aunque el equipo funcionaba con briquetas, el alto contenido de minerales inducía a la formación de escorias e incrustaciones. Posteriormente la ESPOL adquirió una briquetadora a comienzo de 1990 y se efectuaron varias pruebas durante algunos años. Sin embargo, la baja atención a los combustibles alternativos y el bajo precio de derivados de petróleo desincentivaron trabajos posteriores. También la ESPOL efectuó interesantes trabajos con carbón activado de cáscara de arroz y de briquetas de carbón de cáscara de


arroz. Detalles de esos estudios reposan en los archivos del Instituto de Química y Ciencias Ambientales de la ESPOL.

2.5 / Fuentes de biomasa en Ecuador En Ecuador se han realizado pocos trabajos relacionados con el levantamientos de disponibilidad de biomasa (ya sea residual lignocelulósica o para la producción de biogás). Un estudio efectuado por la Corporación para la Investigación Energética (CIE, 2009) ha mostrado algunos tipos de biomasa residual existente en las provincias de Los Ríos, El Oro y Pichincha. Los resultados son parcialmente reproducidos en la Tabla 2.2. Es interesante observar la diversidad de materiales disponibles en cada provincia, aunque los resultados requieren actualización. Los valores correspondientes a los residuos bananeros, por ejemplo, podrían ser comparados con los valores que se presentan

en la Sección 2.5.7 para analizar las razones de las diferencias. No se ha encontrado más información relacionada con inventarios de biomasa en el país adicional a la señalada. Sin embargo, podrían existir trabajos, por ejemplo de tesis en universidades del país, a las que no hemos podido acceder. Por lo tanto, el análisis que se presenta en esta sección necesita ser expandido a futuro. A continuación se analizan algunas fuentes de biomasa en Ecuador que no son usadas o cuyo uso es parcial. Existe una gran variedad de estos materiales y no es posible abarcar todos, por lo que solamente son enumerados y analizados los que por su abundancia pueden ser de mayor interés. Los autores nos hemos expandido el estudio relacionado con la cascarilla del arroz, debido a que es el material del que mayor cantidad de información se dispone (Pelaez-Samaniego, 2009).

Tabla 2.2 / Inventario de residuos lignocelulósicos en las provincias de Los Ríos, El Oro y Pichincha. Las cantidades se expresan en t de material seco (Fuente: CIE, 2009). Material

Los Ríos

El Oro

Pichincha

Residuos de palma africana

Fibra de palmiste Cascarilla de nuez Fibra de pulpa Raquis Concha almendra

5.352 41.666 54.974 66.418 0

0 0 0 0 0

73 0 15.039 33.366 974

Residuos de café

Pulpa y cascarilla Cascarilla de café

18 0

192 0

0 24

Otros

Concha de macadamia Cascarilla de arroz Raquis de banano Raquis de plátano Tusa de maíz duro Caña de azúcar Residuos de bambú

1 103.862 47.084 0 67.508 0 0

0 1113 29930 136 832 0 0

26 106 56 162 112 36.451 624

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2.5.1 Cascarilla de arroz


La cascarilla de arroz, también conocida como cáscara de arroz y en algunas regiones como tamo de arroz, es el residuo obtenido durante la molienda (descascarado) del arroz. La producción e industrialización del arroz origina como residuos la cascarilla y la panca (residuos de la cosecha dejados en el campo). Esta sección analiza el potencial de la cascarilla, aunque esporádicamente se hará referencia también a la panca. La cascarilla presenta características que dificultan su manipulación y uso, entre ellos se destacan su bajo peso específico y su alta abrasividad. Los métodos aún practicados en la actualidad para la disposición final de este material son diversos. La Figura 2.11 muestra algunos de esos métodos. La combustión incontrolada (Figura 2.12), en particular, es objeto de preocupación ambiental porque las cenizas no son aprovechadas y con frecuencia son dejadas en el lugar donde fueron producidas. El calor generado tampoco es aprovechado y las emisiones de CO (monóxido de carbono) pueden ser mayores que en los casos donde la combustión es efectuada en equipos apropiados. Una muestra de ello es el color característico que presentan las cenizas luego de la quema de la cascarilla, normalmente negras (es decir ricas en carbón), sugiriendo que el proceso de combustión no fue completo.

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A la resistencia a la combustión de la cascarilla se suma su lenta biodegradación, que puede durar hasta 5 años (Mayer, 2009), lo que genera importantes cantidades de metano (CH4) si el proceso es anaeróbico. El metano es uno de los grandes causantes del efecto invernadero. La necesidad de limitar la generación de CH4 durante la biodegradación, la necesidad de controlar las emisiones de CO2 y CO producidos durante la combustión, la urgencia de corregir los métodos de disposición final, así como la necesidad de mejorar la estética de algunas zonas rurales donde la cascarilla es abando-

Figura 2.11 / Algunos métodos de disposición final de la cáscara de arroz no usada, ya sea dentro o fuera de plantas de pilado (Fotos: M.R.Peláez-Samaniego)


nada, son motores que impulsan un mayor uso de la cascarilla en Ecuador. No obstante, el aprovechamiento de la cascarilla trae también beneficios sociales y económicos, que resultan de la generación de puestos de trabajo en áreas rurales (como efecto de la necesidad de manipular, empacar, transportar, etc. este material) y la venta de energía producida, o porque se limita la necesidad de energía comprada desde las redes eléctricas. Ver gráfico a color / pag. 413

Figura 2.12 / Ejemplos de combustión incontrolada de cáscara de arroz (Fotos: P. Cabrera Zenteno)

La cascarilla de arroz es usada como fuente energética solo en escala limitada en los países productores de arroz. En el caso de Ecuador, su aprovechamiento energético es muy bajo por diversos motivos: conveniencia de usar combustibles baratos como gas licuado de petróleo (GLP) y diésel, existencia de limitados incentivos a la producción de energía a partir de fuentes renovables, desconocimiento de opciones tecnológicas, escasos controles ambientales a los métodos de disposición fi-

nal de diversos residuos agroindustriales, por mencionar los más importantes. No obstante, tanto productores como industrializadores de arroz muestran enorme interés en dar uso a la cascarilla de arroz buscando beneficios económicos y ambientales.

2.5.1.1 / Producción de arroz en Ecuador El arroz (Oryza Sativa L.) es uno de los alimentos de mayor importancia en varios países del mundo y, por ese motivo, grandes extensiones de terreno son cultivadas con esta gramínea. Según datos de la FAO (2011), durante el año 2009 se cultivaron 161.420.743 hectáreas de arroz en el mundo, repartidas en alrededor de 75 países, con una producción total de 648.849.415 t de arroz (paddy). En Ecuador, el área cultivada en el año 2009 fue de 361.328 ha, de las cuales se cosecharon 350.726 ha, que permitieron obtener 1.371.477 t de arroz (húmedo, con suciedad propia de la cosecha y con cáscara) (MAGAP, 2011), arrojando un rendimiento promedio de 3,9 t/ha. La diferencia entre área sembrada y cosechada corresponde a cultivos perdidos por sequía, salinidad excesiva del suelo y otros fenómenos naturales. El rendimiento nacional promedio subió de 3 t/ha en 2004 a 4,5 t/ha en 2011 (MAGAP, 2013). Diversos factores tales como infraestructura (agua de riego y sistemas de drenaje del exceso de agua) influyen en esos resultados. El arroz representa el principal componente alimenticio de los ecuatorianos y permite generar importantes ingresos económicos en diversas áreas de su cadena productiva: cultivo, cosecha, industrialización, transporte y comercialización. Se estima que 11 % de la población económicamente activa en el sector agrícola está involucrado con el arroz (Viteri, 2007). La producción arrocera del país está concentrada en las provincias de Guayas y Los Ríos, que juntas participaron con alrededor de 88 % de la producción nacional en el año 2007

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(MAGAP, 2008a). No obstante, como se observa en la Figura 2.13, nuevas zonas de cultivo, especialmente en la provincia de Manabí, están apareciendo en años recientes motivados, entre otros factores, por los precios atractivos del arroz en el mercado actual. Las provincias de Guayas y Los Ríos presentan las mejores condiciones climatológicas y geográficas para el cultivo del arroz, que va desde los 8 msnm (metros sobre el nivel del mar) en lugares como Samborondón (terrenos planos), hasta los 44 msnm en la vía Vinces-Palenque (datos tomados mediante GPS en visitas de campo).

rondón, que contribuyen con aproximadamente 63 % de los cultivos de Guayas (alrededor de 36 % del total nacional); b) en Los Ríos: Babahoyo, Vinces, Palenque y Baba, con 11.600 ha, que suman aproximadamente 74 % de la provincia (23 % del total nacional). La producción de las zonas mencionadas es próxima al 60 % del total nacional. Las variedades de arroz cultivadas más importantes son INIAP-11, INIAP-14, INIAP-15, INIAP-16, F-50, F-21 y Donato. En Celi (2008) se puede obtener información relacionada con el programa del INIAP para la obtención de algunas variedades. El ciclo vegetativo del cultivo varía entre 130 y 140 días, en dependencia de las condiciones climáticas y de la variedad. Los métodos de cultivo de arroz practicados en el país son dos: siembra directa y siembra por trasplante. Información específica sobre el cultivo del arroz puede ser consultado en el “Manual del Cultivo del Arroz” publicado por el INIAP (2007). Aspectos ambientales relacionados con el cultivo del arroz

Figura 2.13 / Área cultivada de arroz por provincias y producción nacional de arroz. Fuente: MAGAP (2013) en: http:// servicios.agricultura.gob.ec/sinagap/index.php/superficie-produccion-y-rendimiento

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Dentro de las provincias mencionadas, los cantones que más arroz cultivan son: a) en Guayas: Daule, Santa Lucía, Yaguachi, Salitre y Sambo-

Un elemento que al parecer no ha sido estudiado adecuadamente en Ecuador (o al menos los autores no hemos tenido acceso a esta información) tiene que ver con las emisiones de metano relacionado con el cultivo del arroz y métodos que permitan mitigar el problema. La metanogénesis, que ocurre en los barros de las tierras inundadas, está estrechamente correlacionada con la temperatura del medio en que se efectúa el cultivo y pueden presentar volúmenes significativos, según muestra un estudio realizado por la EMBRAPA (2002). La cuantificación los GEI (gases de efecto invernadero) en el cultivo del arroz puede resultar un aspecto valioso para un cálculo ambiental más riguroso relacionado con la cadena arrocera y el aprovechamiento energético de los subproductos. Este aspecto no es tomado en cuenta en este estudio.


2.5.1.2 / Localización de las plantas de procesamiento de arroz y capacidad instalada En general, las plantas de pilado de arroz se concentran en las zonas de producción del arroz, lo que favorece a disminuir costos de transporte de la materia prima hasta las plantas. No obstante, hay excepciones, como el caso de Lomas de Sargentillo, Nobol y Colimes, regiones caracterizadas por una alta capacidad de pilado de arroz, pero con pocos cultivos. En este caso, el arroz es traído de zonas cercanas (por ejemplo del Proyecto Jaime Roldós Aguilera, aproximadamente a 20 km de distancia, y de otras zonas de cultivo en Daule, y otros cantones). Las plantas de industrialización del arroz se clasifican por categoría. Aquellas con capacidad de pilado4 mayor a 20 quintales/h (909 kg/h), se denominan de primera categoría (o categoría 1) y, todas las piladoras con capaci-

dad menor que 20 quintales/h son conocidas como de segunda categoría (o categoría 2). La capacidad de pilado (descascarado) de arroz por cantones en quintales por hora es presentado en la Figura 2.14, donde se han especificado todos los cantones con capacidad superior a 600 quintales/h; los restantes cantones han sido considerados en un solo bloque como “Otros cantones”. Se puede observar que Babahoyo, Daule y Salitre son los de mayor capacidad instalada. La ubicación de la piladora de PRONACA en Babahoyo influye en la estadística de este cantón. La capacidad instalada de pilado a nivel nacional en el año 2008 era de 32.138 quintales/h, equivalente a 1.460 t/h (referida a arroz tal como es recogido en el campo). Aproximadamente 79,5 % corresponde a Guayas y Los Ríos. Para un proceso de pilado constante durante 260 días laborables en el año, si fuera posible, y en un turno de trabajo, la producción de arroz

Figura 2.14 / Capacidad de procesamiento de arroz instalada por cantones.Fuente: MAGAP (2008b)

4 La unidad quintales/hora es comúnmente empleada entre los industrializadores del arroz (1 quintal corresponde a 100 libras)

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pilado que se podría alcanzar es de aproximadamente 66.847.040 quintales/año, esto es más de 3.030.500 t/año. En el año 2007 se procesaron 1.100.242 t de arroz seco y limpio, lo que permite afirmar que actualmente se usa solo 36 % de la capacidad de descascarado instalada y que el país está en condiciones de aumentar considerablemente los volúmenes de

industrialización y cultivo de arroz, pues existe infraestructura para el proceso de descascarado y terrenos con potencial para cultivar más arroz. No obstante, si se expanden los cultivos es necesario también buscar mercados para el producto e incrementar la capacidad de almacenamiento de la mayoría de las plantas de pilado del arroz.

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Figura 2.15 / DPO de una piladora (panta de descascarado) típica en el Ecuador.


2.5.1.3 / Proceso de industrialización del arroz La tecnología implementada en las diferentes piladoras del país varía grandemente, lo que tiene que ver con los niveles de tecnificación de las plantas de pilado; normalmente, las plantas de mayor capacidad poseen también mejor infraestructura para sus procesos. En las secciones siguientes se mencionan las condiciones de operación “medias” o estándar de una planta de pilado. En la Figura 2.15 se presenta el Diagrama de Procesos y Operaciones (DPO) de una piladora típica. En la práctica pueden existir variantes en el proceso de pilado de una piladora a otra.

2.5.1.4 Secado del arroz y combustibles usados El arroz cosechado y recibido en las plantas de pilado presenta humedad de aproximadamente 28 % en invierno y 22 % en verano (dato proporcionado por plantas de pilado), por lo que el primer paso que se realiza en estas plantas es el secado. El objetivo es disminuir el contenido de humedad hasta alrededor de 12 % (tolerable hasta 14 %), lo que permitirá su posterior almacenamiento sin riesgos de fermentación espontánea y/o el descascarado (pilado). Los procesos de secado se realizan, en la mayoría se las plantas, mediante secadores que usan aire caliente, mientras que una cantidad menor de plantas secan el arroz aprovechando el sol. A veces se combinan los dos métodos de secado. El tiempo de secado en sistemas de convección (procesos con aire caliente) depende de factores climáticos y puede llegar a 30 y 36 horas en verano e invierno, respectivamente. Los combustibles usados para el secado forzado son una mezcla de cascarilla del propio arroz, gas licuado de petróleo (GLP) y esporádicamente diésel. Algunas empresas usan a veces combinación de combustibles. Sin embargo, hay plantas de categoría 2 que se

caracterizan por usar solamente cascarilla como combustible (a veces combinado con secado al sol), así como existen piladoras que secan todo el arroz al sol. En el caso de piladoras de la categoría 1, existen algunas que secan el arroz y esporádicamente otros productos (maíz y soya) quemando exclusivamente cascarilla. El tiempo de secado usando GLP es un factor importante para los productores, pues puede resultar ligeramente más corto que cuando se usa aire calentado mediante la combustión de cascarilla. No ha sido posible cuantificar los porcentajes de cada combustible a escala nacional. El uso de la cascarilla para secar arroz se caracteriza por un matiz regional. La zona que menos ha implantado su utilización es, al parecer, Yaguachi y otras zonas de Guayas, mientras que Babahoyo es donde se aprecia un mayor uso de cascarilla para secar arroz. Se ha identificado también que algunas pequeñas piladoras usan diésel como combustible para motores empleados en el accionamiento de los sistemas de pilado, esto es, los motores eléctricos comunes en una planta de pilado han sido desplazados por motores diésel. Normalmente, un solo motor puede accionar el sistema completo de pilado, es decir, los sistemas de alimentación, transporte (cangilones), tamizado, descascarado y pulido. El diésel es usado además para accionar el motor Diésel que mueve el ventilador de tiro forzado empleado en la circulación del aire en el proceso de secado. Para quienes han implantado este esquema de funcionamiento de las plantas (todas de pequeña capacidad), el uso del diésel favorece en sus costos de producción, cuando se compara con el costo de pilado usando energía eléctrica. No obstante, este elemento se presta para discusión, pues las paras por mantenimiento, al parecer, no son contabilizadas adecuadamente.

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2.5.1.5 / Balance de materiales y energía en el secado e industrialización del arroz Debido a que la humedad del arroz no es constante durante todo el año, estimar el contenido promedio de cascarilla en cada kilogramo de arroz húmedo no es tarea simple. Un criterio que usa el Ministerio de Agricultura, Ganadería, Acuacultura y Pesca (MAGAP) es el manejo de factores de conversión para facilitar el cálculo de algunos indicadores. Estos factores no coinciden necesariamente con el porcentaje de humedad del arroz en cada etapa de su industrialización, pero se han adoptado como criterio válido. Los valores de estos factores de conversión son: 0,8024 para convertir de arroz húmedo y “sucio” (con partículas extrañas propias de la cosecha) a arroz en cáscara seco y “limpio”; y, 0,63 para convertir de arroz en cáscara a arroz pilado (listo para ser comercializado). Haciendo uso de esos índices y/o de datos proporcionados por determinadas piladoras, algunos indicadores resultantes del balance de masa son presentados en la Tabla 2.3.

Los valores de energía consumida para el procesamiento de cada kilogramo de arroz se presentan en la Tabla 2.4. Estos indicadores se han obtenido a partir de cálculos tomando en cuenta datos proporcionados por dos empresas de pilado de primera categoría en Babahoyo. Estos valores son bastante próximos a los de otra piladora visitada en Guayas (Lomas de Sargentillo) por lo que se han adoptado como referencia. En el caso del indicador kWh/kg arroz húmedo, este ha sido comparado con datos de plantas del sur de Brasil, donde este índice es 0.10 (CIENTEC, 1986), mostrando que existe bastante similitud en el indicador. No obstante, la tendencia brasilera es hacia la disminución en el consumo de energía como muestra un estudio de Mayer (2009), según el cual este indicador puede ser en la actualidad tan bajo como 0,051 kWh/kg de arroz, aspecto que puede ser tomado como referencia en nuestro país.

Tabla 2.3 / Resultados de los balances de masa. Indicador

Valor

kg cascarilla/kg arroz húmedo kg de cascarilla/kg arroz seco kg de polvillo/kg arroz seco kg de arrocillo/kg arroz seco kg de arrocillo fino/kg de arroz seco

aproximadamente 0,40 aproximadamente 0,20 aproximadamente 0,05 aproximadamente 0,05 aproximadamente 0,025

Tabla 2.4 / Resultados del balance de energía en una piladora de primera categoría.

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Indicador

Valor

kW-h / kg arroz húmedo (*) kg GLP/ kg arroz húmedo (**) kg cascarilla/kg arroz húmedo (**)

De 0,105 a 0,107 Aprox. de 0,06 (invierno) a 0,05 (verano) Aprox. de 0,10 (invierno) a 0,08 (verano)

(*) Energía eléctrica consumida para procesar un kg de arroz húmedo. (**) Este valor se refiere a cascarilla o GLP usados solo para secado de arroz


2.5.1.6 / Usos de la panca El rendimiento de los residuos de la cosecha del arroz (panca) no presenta diferencia significativa entre las variedades cultivadas. Datos de campo señalan que una hectárea de arroz cultivada rinde aproximadamente una tonelada de panca seca (Paca, 2008). En las visitas realizadas a los cultivos de arroz se ha podido observar que el uso para la panca es diferente en cada región. En Guayas, parte de los residuos de la cosecha son aprovechados parcialmente como pasto para el ganado. Posteriormente, los residuos que deja el ganado en el suelo son quemados. En Los Ríos la panca es quemada en menor cantidad, ya que se aprovecha como abono para el mismo suelo al ser mezclado con la tierra durante el arado mecanizado. Las características de los suelos son diferentes entre estas dos provincias. En Los Ríos el suelo es, en general, menos arcilloso que en Guayas, factor que permite mejor mezclado de la panca con la tierra. A pesar de los usos descritos, cuando el corte del arroz es manual, una gran parte de la panca es depositada en los bordes de las zonas de cultivo sin darse utilidad alguna. Desde un punto de vista agrícola, el uso de la panca en los propios cultivos de arroz es necesario, pues aporta con importantes cantidades de materia orgánica al terreno, que de otra forma debe ser obtenida a partir de abonos artificiales. Por ese motivo, los técnicos del MAGAP recomiendan no quemar ese residuo sino dejarlo en el suelo y mezclarlo con la tierra (Paca, 2008). Factores culturales y, probablemente, dificultades de mezclar adecuadamente la panca con la tierra cuando esta resulta muy arcillosa, no han permitido que esta recomendación sea llevada a la práctica, pues se estima que hasta 80% de la panca es actualmente quemada (Paca, 2008). La panca es usada también como alimento de ganado en otros países (por ejemplo en el sur de Brasil).

2.5.1.7 / Disponibilidad de cáscara de arroz y potencial energético El peso de la cáscara representa aproximadamente un quinto del peso total del grano sin descascarar, aunque puede variar desde 16 hasta 26 % (Tinarelli, 1989), en dependencia fundamentalmente de la variedad cultivada y del grado de maduración del grano. Procesadores de la gramínea en Ecuador y fuentes del MAGAP afirman que para diversos cálculos, y basados en la experiencia, es aceptable trabajar con un porcentaje de 20 % de contenido de cáscara dentro del arroz seco sin pilar.Haciendo uso de este valor se ha determinado que en el año 2007, que se tomará como referencia, existieron aproximadamente 220.000 t de cascarilla disponible luego del proceso de pilado (esto es 20 % del arroz seco y en cáscara producido en ese año). Considerando que el Poder Calorífico Inferior de la cascarilla (13,58 MJ/kg), el potencial energético bruto a nivel nacional es aproximadamente 3 PJ/año. Este valor puede ser, en la actualidad, ligeramente superior debido a los mayores volúmenes de arroz producido (ver figura 2.13) En la actualidad existen un número limitado de plantas de pilado que usan este combustible para el secado del arroz mediante combustión en sistemas de calentamiento de aire. Adicionalmente, hay una demanda pequeña de cáscara para otros usos, principalmente en granjas avícolas y floricultoras, quienes recogen la cascarilla directamente en las plantas de pilado, en unos casos sin costo y a veces pagando valores entre 20 y 30 USD por camión cargado (aproximadamente 6 t). Para efectos de cálculos se ha estimado que 35 % de la cascarilla es utilizada para los usos descritos; este porcentaje coincide con las estadísticas que se manejan en algunas piladoras. Se ha identificado que algunas piladoras usan hasta 50% de la cascarilla y, excepcionalmente, hasta 100% de la misma, como ocurre en la piladora de Pronaca (Babahoyo) y en otras de Samborondón.

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A lo descrito es necesario añadir el hecho de que ese material se encuentra disperso, lo que exige restringir el análisis a las zonas con mayor perspectiva de uso energético de la cascarilla, esto es Guayas y Los Ríos (provincias responsables por 88 % de la producción nacional de arroz), donde al menos 70 % de la cascarilla disponible puede ser usada (el 30 % restante presenta dificultades de recolección debido a las distancias relativas entre plantas o porque, cuando son dispuestas en los patios de las plantas, parte de la cáscara se pierde con el viento o con agua lluvia, entre otros factores). Al hacer estas consideraciones, el potencial energético real de la cascarilla con posibilidades de uso en estas dos provincias es aproximadamente 1,2 PJ/año. Este valor se usará para los cálculos posteriores.

2.5.1.8 / Propiedades físicas y químicas de la cascarilla de arroz Durante la ejecución del estudio para analizar opciones de uso energético de la cascarilla en Ecuador, fueron tomadas muestras representativas de cáscara en piladoras de Guayas y Los

Ríos. El objetivo fue realizar un análisis físico y químico para determinar las propiedades que este material presenta y comparar estos resultados con los reportados en la bibliografía. Conocer las diferentes propiedades de la cascarilla permitirá incluir en el análisis las posibles dificultades que pueden aparecer en los procesos de termoconversión energética de la cascarilla. El análisis de la cascarilla de arroz y sus cenizas fue realizado en los laboratorios de la Asociación Brasileña de Cementos Portland (ABCP), en São Paulo, Brasil (Tabla 2.5). Por cuestiones logísticas que dificultan transportar varias muestras hacia Brasil se decidió enviar únicamente dos muestras de cascarilla: una obtenida en Los Ríos y una obtenida en Guayas. Debido a la alta similitud de resultados se reporta el valor medio. Los resultados del análisis de la muestra del presente estudio (19.90 % de cenizas, Tabla 1.15) coinciden con los reportados por Mansaray et al. (1999), Souza et al. (2007) y Jenkins et al. (1998). El valor obtenido en este estudio es aproximadamente igual al que se maneja como referencia a nivel de industrializadores de arroz en Ecuador.

Tabla 2.5 / Características de la cáscara de arroz. Componente

Análisis Inmediato (%)

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Composición elemental (% en base seca y libre de ceniza)

Valor Humedad Volátiles (*)

10,33 69,42

Cenizas (*) Carbono fijo (*)

19,90 11,10

C S N H O

47,29 0,05 0,18 5,02 47,45

(*) % másico en base seca


2.5.1.9 / Composición de las cenizas de la combustión de la cascarilla de arroz Existen cantidades muy altas de cenizas generadas por la combustión de cáscara de arroz (Ver Figura 2.16), sobre todo dentro de las plantas de descascarado. Las cenizas están compuestas, básicamente, por sílice, potasio, carbón, calcio, fósforo, entre otros elementos. Desde el punto de vista médico, la sílice puede causar silicosis, de ahí la importancia de un adecuado manejo de las cenizas en los lugares de producción. Algunos compuestos presentes en las cenizas son conocidos por ser micro-nutrientes que pueden ser reciclados como fertilizantes en el proceso de producción de arroz, como se hace actualmente en pequeña escala. Sin embargo, no existen estudios detallados que recomienden, por ejemplo, las dosis adecuadas de cenizas a agregar por hectárea de arroz cultivado en las condiciones de cada suelo. Es necesario incursionar en estudios de este tipo en el país. Una discusión sobre los posibles usos de las cenizas de la combustión de la cáscara de arroz se puede encontrar en Foletto (2005). Un análisis visual efectuado a las cenizas producidas en las zonas arroceras del país mostró que estas pueden presentar diferente coloración: negra, blanca o, menos frecuentemente, lila. El color negro denota presencia de carbón, lo que significa que el proceso de combustión no fue completo. El color blanco tiene que ver con una elevada presencia de Sílice y otros elementos como Potasio (K) y Fósforo (P); es el color que debería presentar toda muestra de ceniza de la cascarilla cuando ha sido completamente quemada. La ceniza de color lila se debe a la posible presencia de hierro (Fe). En la Tabla 2.6 se presenta la composición de las cenizas residuales de la combustión de la cáscara del arroz según Armesto et al. (2002) y Jenkins et al. (1998). A la derecha (columna

Figura 2.16 / Ejemplos de disponibilidad y métodos de disposición de cenizas producidas por la combustión de cascarilla de arroz (Fotos: Paola Cabrera-Zenteno).

3) se han colocado los resultados efectuados a la muestra de las cenizas de la combustión de la cascarilla ecuatoriana enviada para los Laboratorios de la ABCP, en São Paulo. Los resultados fueron obtenidos mediante un análisis espectrométrico semi-cuantitativo. De acuerdo con los valores de la Tabla 2.6, las cenizas de la cascarilla del arroz producido en nuestro país presenta mayor cantidad de Silicio (Si) y menor cantidad de K (Potasio) y P (Fósforo) que la ceniza resultante de la combustión del arroz en España (Armesto et al., 2002). Diversos factores (suelo, fertilizantes, variedades de arroz, método de cosecha) pueden influir en la composición final de las cenizas de la cascarilla. La presencia de Trióxido de Azufre (SO3), conocido también como óxido sulfúrico, aparentemente no es elevada (0,72 %). Sin embargo, cuando este compuesto entra en contacto con el aire se hidrata y produce vapores o puede reaccio-

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Tabla 2.6 / Composición de las cenizas de la combustión de la cascarilla de arroz. Componente (1) SiO2 K2O Al2O3 P2O5 CaO MgO Na2O Fe2O3 SO3 MnO NiO CuO ZnO PbO TiO2 Cr Zn

% % % % % % % % % % % % % % % ppm ppm

Composición (2)

87,7 5,4 3,7 1,3 0,8 0,2 0,1 560 603

91,42 3,71 0,78 0,43 3,21 <0,021 0,21 0,14 0,72 0,02 -

(3) 93,88 1,92 0,15 0,65 0,70 0,35 0,19 0,14 0,72 0,16 0,01 0,02 0,04 0,08 -

(1) Armesto et al. (2002); (2) Jenkins et al. (1998); (3) Resultados del análisis efectuado en la ABCP (São Paulo, Brasil) a muestras de cascarilla recolectadas en Guayas.

nar con el agua y formar ácido sulfúrico (H2SO4) (ATSDR, 1999). La presencia de H2SO4 puede deteriorar las estructuras metálicas de los equipos, las chimeneas, etc., aspecto que no ha sido considerado y controlado hasta la actualidad. Futuros estudios podrían determinar el grado de afección del trióxido de azufre en las plantas de pilado.

2.5.1.10 / Identificación de las mayores zonas generadoras de cascarilla de arroz

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Un aspecto que facilitaría los cálculos para determinar el potencial de generación de energía eléctrica usando cascarilla es determinar si existe relación entre cascarilla producida por cantones con la capacidad instalada de producción de arroz en los mismos cantones. No obstante, las estadísticas obtenidas en el MAGAP y

sus Delegaciones Provinciales en Guayas y Los Ríos no muestran una relación directa entre arroz producido por cantones y capacidad instalada. Consultas efectuadas con personas de las delegaciones citadas recomiendan trabajar con datos de capacidad instalada, que refleja de mejor manera los volúmenes de pilado por cantón, por lo que se ha optado por esa alternativa. Obedeciendo a ese criterio se han efectuado los cálculos de disponibilidad de cascarilla de arroz indicados en la Tabla 2.7. De la Tabla 2.7 se desprende que alrededor de 79,5 % de la cascarilla producida corresponde a Guayas y Los Ríos. En dicha tabla es posible observar también la cantidad estimada de cascarilla producida en el año 2007 por algunos cantones y el porcentaje de participación por cantón respecto al total nacional.


Tabla 2.7 / Disponibilidad de cascarilla en algunos cantones, de acuerdo con la capacidad de pilado instalada (referido al año 2007). Provincia

Cantón

Guayas Guayas Guayas Guayas Guayas Guayas Guayas Los Ríos Los Ríos Los Ríos Los Ríos Los Ríos Los Ríos Los Ríos Guayas + Los Ríos Otras provincias

Daule Salitre Yaguachi Santa Lucía Samborondón Lomas Sargentillo Baquerizo Moreno Babahoyo Vinces Ventanas Quevedo Baba Montalvo Puebloviejo Otros cantones

TOTAL NACIONAL

qq/h (arroz)

t/h (arroz)

t/h (cascarilla)

% respecto al total nacional

2.568 2.416 1.512 1.458 1.258 764 665 2.633 1.598 1.223 903 670 651 605 6.619 6.585

116,7 109,8 68,7 66,3 57,2 34,7 30,2 119,7 72,6 55,6 41,0 30,5 29,6 27,5 300,9 299,3

23,35 21,96 13,75 13,25 11,44 6,95 6,05 23,94 14,53 11,12 8,21 6,09 5,92 5,50 60,17 59,86

8,0% 7,5% 4,7% 4,5% 3,9% 2,4% 2,1% 8,2% 5,0% 3,8% 2,8% 2,1% 2,0% 1,9% 20,6% 20,5%

32.128

1.460,4

292,07

100 %

Elaborado a partir de datos obtenidos de MAGAP (2008b).

2.5.1.11 / Cuantificación del destino de la cascarilla de arroz en las condiciones actuales Aproximadamente 35 % (77.000 t) de la cascarilla (seca) generada a nivel nacional en el año 2007 ya se usa en la actualidad, de acuerdo con estimaciones efectuadas a partir de datos proporcionados por empresas de pilado de arroz. Las 143.000 t restantes se ha estimado que tiene los siguientes destinos: 50 % de la cáscara es quemada sin aprovechamiento del calor dentro de las propias plantas de pilado. ii) 15 % es dispuesta en los bordes de las carreteras (sin ser quemada). iii) 15 % es dispuesta y quemada en terrenos fuera de las plantas de pilado. iv) 10 % es quemada en los bordes de las carreteras.

v) 5 % es perdida por efectos de arrastre del viento. vi) 5 % es arrastrada por ríos y esteros cercanos a las plantas de pilado (de manera casual o provocada). Las estimaciones presentadas se basan en observaciones efectuadas durante las visitas a las zonas de industrialización del arroz y en datos proporcionados por algunas piladoras.

i)

2.5.1.12 / Procesos termoquímicos aplicables al uso energético de la cascarilla de arroz La combustión es el proceso más generalizado para aprovechar el contenido energético de la cascarilla de arroz en diversas regiones del mundo. Dicho proceso forma parte de ciclos Rankine (por ejemplo, en el sur de Brasil) o en

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esquemas practicados en Asia usando máquinas de vapor.

1) Máquinas reciprocantes de vapor en sistemas para aprovechar la cascarilla de arroz. Esta alternativa, practicada en Tailandia, usa el vapor generado en calderas para el accionamiento de máquinas de vapor que a su vez accionan generadores eléctricos. En estos sistemas la eficiencia total está en torno de 5 a 7 % (Sookkumnerd et al., 2005). Los análisis económicos efectuados por el citado autor muestran que plantas de pilado de 45 a 120 t/día de capacidad instalada son financieramente atractivas para inversiones en sistemas basados en máquinas de vapor para la generación de energía eléctrica en las condiciones de aquel país, cuando las máquinas operan de manera continua durante todo el año (Sookkumnerd et al., 2005). En Ecuador existe un grupo importante de piladoras con capacidad de pilado mayor o igual a 45 t/día (alrededor de 70 plantas) (MAGAP, 2008c), no obstante, la viabilidad económica se ve afectada por el tiempo de operación promedio de las piladoras en nuestro país que es muy bajo. Según Mayer (2009) una máquina reciprocante de vapor acoplada a un generador eléctrico operando en una piladora de arroz en el sur de Brasil, presentó un rendimiento promedio de 2,84 %. Sin embargo, de acuerdo con el autor, la energía eléctrica generada por el sistema presenta oscilación en la frecuencia, afectando las máquinas electrónicas de selección de arroz.

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2) Otra alternativa, usando también máquinas de vapor, es la tecnología alemana SPILLING (2008), recomendados para sistemas combinados de generación de energía y calor (CHP). Pero estos sistemas no pueden ser aplicados en las piladoras de arroz en Ecuador por la falta de consumidores de vapor de baja presión alrededor de las plantas. Adicionalmente, no

se han encontrado usos comerciales de estos sistemas operando con cascarilla de arroz en condiciones similares a las de Ecuador y no se ha profundizado en el análisis de la viabilidad económica de la propuesta. 3) Ciclos Rankine, que es el esquema más conocido para aprovechamiento de la biomasa. Puede ser aplicado en ciclos combinados o simples. El segundo caso presenta interés para ser implantado en las condiciones de Ecuador. El uso de turbinas de vapor en estas condiciones puede resultar no atractivo en instalaciones de baja capacidad, desde el punto de vista económico, aspecto que debe ser evaluado. La combustión de la cascarilla de arroz genera un subproducto importante y abundante: las cenizas, pero no se han realizado estudios para un uso completo en Ecuador. La calidad de las cenizas está dada, generalmente, por el grado de pureza de la sílice, factor que debe ser mejorado y/o estandarizado en el país, pensando en posibles usos, por ejemplo, en la industria del cemento, de la producción de vidrio e incluso para producir Silicio (como fuente de materia prima para construir paneles fotovoltaicos, por citar una aplicación). Otro posible uso de las cenizas es en la agricultura; el propio cultivo del arroz podría aprovechar parcialmente algunos nutrientes presentes en las cenizas. A pesar del enfoque hacia el uso energético de los residuos de la agroindustria que se da en este capítulo, es importante mencionar otros posibles usos de dichos residuos. En el caso de la cáscara de arroz, un campo de aplicación es el sector de los materiales de construcción (fabricación de cemento, bloques, aglomerados, etc.). La presencia de silicato en la cascarilla puede definir varios usos. Algunas ladrilleras artesanales de la costa emplean la ceniza para mejorar la estabilidad del bloque húmedo recién formado de tierra arcillosa cuando la calidad de la tierra es inapropiada. Debido a la difi-


Salida de gases de combustión Silo de cascarilla Ventilador

Salida de aire caliente Transporte y alimentación de cascarilla

Quemador de cascarilla Salida de cenizas

Figura 2.17 / Esquema de un sistema de combustión de cascarilla de arroz.

cultad de muchos artesanos de acceder a tierra de buena calidad, el empleo de la ceniza de la cascarilla de arroz se convierte en una importante opción de empleo en este sector.

1) Generación de energía eléctrica en sistemas centralizados basados en ciclos Rankine, estratégicamente ubicados en determinados cantones.

En la Figura 2.17 se presenta un esquema simplificado del sistema de combustión de cáscara de arroz más empleado en Ecuador para producir calor destinado al secado del propio arroz y de otros productos. La alimentación puede ser efectuada de manera manual o mecanizada y la recolección de las cenizas puede ser automatizada o no.

2) Generación de energía eléctrica dentro de las plantas de pilado en sistemas Rankine de menor escala, adecuados al tamaño de las plantas de industrialización del arroz. Estos sistemas en Brasil reciben el nombre de MCT (Micro Centrales Termoeléctricas).

2.5.1.13 / Combustión de la cáscara de arroz para generación eléctrica Conforme se había expresado antes, para el aprovechamiento energético de la cáscara de arroz buscando la generación de energía eléctrica se propone el proceso de combustión, proceso que puede ser implantado en diferentes esquemas. En las siguientes secciones se discuten algunos esquemas que podrían resultar de interés en las condiciones actuales del país. En rasgos generales, dichas propuestas son:

3) Uso de una parte de la cascarilla producida para el secado del arroz en sustitución del GLP, en piladoras donde actualmente no hay uso abundante de cascarilla para este fin. Las alternativas propuestas se discuten en las secciones siguientes. En general, estas propuestas se fundamentan en estos criterios:

a) No hay demanda insatisfecha de energía eléctrica en las zonas productoras e industrializadoras de arroz; o, si existe, la demanda insatisfecha local es baja, por

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lo que no hay un mercado puntual que pueda consumir esa energía de manera aislada del SNI (Sistema Nacional Interconectado); por eso, si la energía eléctrica es generada en sistemas grandes fuera de las piladoras, lo mejor es exportarla a la red del SNI.

b) No existe posibilidad de implantar sistemas de cogeneración en las plantas de pilado, por el hecho de que no existen usos actuales o potenciales para el vapor de baja presión. Las opciones para usar vapor de baja presión podrían ser la producción de arroz precocido y de arroz parbolizado, pero no existe en el país suficiente mercado para estos productos. Otro posible uso podría ser el calentamiento del aire para el secado del arroz, no obstante eso significa cambiar radicalmente la concepción de secado practicado en las piladoras, factor que puede generar dificultades para su implantación. c) En la actualidad no es recomendable la implantación del sistema de cogeneración en plantas de mayor tamaño basada en generación centralizada, debido a las dificultades de transportar vapor de baja presión a los posibles centros de consumo y de reutilizar los condensados en ciclos cerrados. Para viabilizar esta alternativa es importante definir un mercado cercano (junto a la planta térmica) que vaya a demandar del vapor de baja presión para sus procesos, creando así un esquema de cogeneración. No obstante, esta posibilidad podría no ser viable desde el punto de vista económico.

68

2.5.1.14 / Generación eléctrica en sistemas centralizados Esta opción propone instalar plantas centralizadas de capacidad de generación adaptada al volumen de cascarilla producida en una

determinada región geográfica. Cada planta térmica centralizada debe estar localizada de manera más o menos equidistante de los cantones donde se ubican las piladoras de arroz (a esos cantones se les ha llamado cantones satélite). La gran ventaja de esta propuesta es el beneficio que se consigue con la aplicación de economías de escala, al trabajar con plantas de generación eléctrica de mayor tamaño. Un análisis relacionado con la propuesta sugiere cuatro regiones con potencial para aplicar este esquema: i) Zona Daule ii) Zona Samborondón iii) Zona Babahoyo iv) Zona Vinces La Tabla 2.8 muestra la cascarilla disponible en cada zona mencionada en un año (referido a 2007), la energía que es posible generar con esa cascarilla, y potencia nominal de la planta a instalar en esas condiciones. Los valores de potencia nominal están de acuerdo con la capacidad que los fabricantes de equipos podrían proveer. Para los cálculos de la generación eléctrica anual mostrada en la Tabla 2.8, se ha utilizado un valor referencial de eficiencia total del proceso de 15 % (valor obtenido de informaciones sobre la operación real de plantas bajo este esquema en el sur de Brasil) y se ha trabajado con un factor de utilización de la planta de 0,74, correspondiente a 6.480 horas/ año de funcionamiento real de la planta (criterios como la no disponibilidad de cascarilla durante el año, necesidad de mantenimiento, severidad del invierno en los meses de diciembre, enero y febrero, etc., obligan a trabajar con ese factor bajo). Como se observa en la Tabla 2.8, la cascarilla empleada a nivel nacional para la generación de electricidad bajo el esquema propuesto alcanza 44,5 %, valor que sumado a los 35 % que al parecer ya se usan en la actualidad, bordean 80 %. La diferencia presenta dificultades serias


Tabla 2.8 / Disponibilidad de cascarilla de arroz, energía generada en un año, potencia nominal de cada planta térmica y cantones involucrados. Ubicación Zona

Daule

Cáscara disponible (kg/año)

27.349.600

Potencial de generación de energía (MWh)

15.471

Potencia Nominal (MW)

2,4

Babahoyo

17.818.100

10.079

1,6

Samborondón

11.942.700

6.756

1,0

Vinces

6.513.600

3.685

0,6

TOTAL:

63.624.000

35.991

5,6

para ser utilizado (al menos bajo el esquema propuesto) debido a las distancias y la baja concentración de material, factores que vuelven difícil el aprovechamiento de la cascarilla de arroz para la producción de energía eléctrica. En cuanto a la necesidad de terrenos para la implantación de estos esquemas, un dato que podría servir de referencia es que, para la instalación de una planta térmica de 2 a 3,5 MW se requiere espacios con área aproximada de 10.000 m2 (1 ha), de acuerdo con la experiencia de plantas montadas en Brasil. Esta área permite descarga y almacenamiento de la cascarilla, así como el funcionamiento de la planta.

Cantones involucrados

Daule, Salitre, Santa Lucía, Lomas de Sargentillo, Palestina, Colimes y Nobol Baba, Baquerizo Moreno, Montalvo, Pueblo Viejo y Simón Bolívar Yaguachi, Samborondón, Eloy Alfaro (Durán) y Milagro Vinces y Palenque

% del total nacional

19,1

8,35

12,5

4,6 44,55

2.5.1.15 / Generación de energía eléctrica dentro de las piladoras de arroz En este esquema se analiza la viabilidad de implementar plantas de generación termoeléctrica dentro de las piladoras, usando únicamente la cáscara generada en sus instalaciones. La ventaja en estos esquemas es la posibilidad de emplear los gases que salen del generador de vapor para calentar aire para el secado del arroz. Adicionalmente, no hay costos de transporte de material. Evitar el costo de transporte implica lucros no operacionales para la propia piladora. Para el efecto, en la siguiente sección será efectuado un análisis en una piladora de primera categoría ubicada en Babahoyo, cuya producción de arroz pilado es 12.300 t/año, repartidos

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de la siguiente manera: 5.000 t son procesadas en los meses de Mayo, Junio y Julio y 7.300 t de arroz son pilados en los meses restantes del año.

2.5.1.16 / Uso de la cascarilla para secado del arroz En esta sección se efectúa un análisis de las opciones de sustituir GLP por cascarilla para el secado del arroz en la misma piladora seleccionada en la Sección 2.5.1.15, a la cual se le denominará piladora A. Según se mostró anteriormente (sección 2.5.1.5), para secar un kg de arroz se requiere de 0,06 kg de GLP o 0,10 kg de cascarilla. Con base en estos datos, para secar el arroz producido en la piladora A, se requiere 1.230 t de cascarilla/ año o 738 t de GLP/año (equivalente a 49.200 tanques de 15 kg). En la práctica, la piladora usa una mezcla de los dos combustibles. En este trabajo se asume que la mitad del arroz es secado con GLP y la otra con cascarilla (No existen datos exactos, por lo que se ha realizado esta aproximación). En las condiciones señaladas, la piladora requiere sustituir secadores de arroz con quemadores de GLP por secadores donde el combustible usado en los quemadores sea cas-

carilla. El resto de la infraestructura no requiere ser obligatoriamente modificada. Para facilitar la comprensión de la propuesta de sustitución de GLP por cascarilla se presentan a continuación algunos elementos relacionados con los secadores de arroz empleados en la actualidad en nuestro país.

2.5.1.17 / Tipos de secadores de arroz y estimación de inversiones para su instalación Un secador de arroz es un sistema que permite retirar la humedad contenida en el arroz lo más rápido y uniformemente posible. Para eso se usa, normalmente, aire caliente que extrae la humedad por transferencia de calor y de masa. Los secadores más conocidos son: de bandejas, de túnel y de torre. Los más empleados en las piladoras pequeñas de la costa ecuatoriana son de túnel, mientras que en las piladoras grandes se emplean secadores de bandejas. Los secadores de torre son los menos empleados. Las Figuras 2.18, 2.19 y 2.20 muestran los esquemas básicos de cada sistema de secado. Las inversiones necesarias para instalar uno u otro sistema, usando cascarilla, pueden ser ob-

Mallas o placas perforadas

Alimentación de cascarilla

Ventilador

Túneles

70 Salida cenizas

Quemador de cascarilla

Figura 2.18 / Esquema de un secador de arroz de “túnel”.

Conductores de aire caliente


Arroz húmedo

Bandejas

Carga de arroz (banda transportadora)

Ventilador


Arroz seco Salida cenizas


Conducto de aire caliente

Descarga de arroz (banda transportadora)

Figura 2.19 / Esquema de un secador de bandejas.

Torre

Ducto de aire caliente

Elevador de arroz


Descarga del arroz Ventilador

Salida cenizas


Depósito de arroz húmedo

Arroz seco

Descarga de arroz (banda transportadora)

Figura 2.20 / Esquema de un secador de torre.

servadas en la Tabla 2.9 (valores aproximados proporcionados por fabricantes de equipos y por industrializadores de arroz).

nacional es de alrededor de 12.000 USD (equipos construidos dentro del país). La vida útil de estos quemadores es de alrededor de 7 años.

Cambiar el sistema de secado de túnel o bandejas que actualmente usa GLP por cascarilla requiere modificar únicamente el sistema de quemador del combustible, cuyo costo en el mercado

Un aspecto final referente a las inversiones mencionadas es que no se han incluido sistemas para la limpieza de gases (excepto ciclones para controlar material particulado).

71


Tabla 2.9 / Inversiones referenciales (actualizados a dólares del año 2007) para sistemas de secado de arroz usando cascarilla en sistemas mecanizados de alimentación de la cascarilla. Capacidad: 800 sacas/ ciclo de secado. Sistema de secado

Componentes

Secador de túnel

- Quemador de cascarilla - Ventilador de tiro forzado - Obra civil y estructural - Sistema de limpieza del arroz - Sistema de almacenamiento y transporte de cascarilla TOTAL:

Inversión aproximada (USD) * 12.000 12.000 50.000 15.000 20.000 109.000

Secador de bandejas

- Quemador de cascarilla 12.000 - Ventilador de tiro forzado 12.000 - Secador. Incluye: a) elevadores y transportadores con sus estructuras, motores eléctricos y controles; b) obra civil (**); c) sistema de pre-limpieza del arroz con cangilones 180.000 - Sistema de almacenamiento y transporte de cascarilla 20.000 TOTAL: 224.000

Secador de torre

- Quemador de cascarilla - Ventilador de tiro forzado - Torre de secado - Montaje de la torre - Elevador de cangilones, sistema de pre-limpieza del arroz - Sistema de almacenamiento y transporte de cascarilla TOTAL:

Secado al sol

12.000 12.000 160.000 18.000 56.000 20.000 278.000

No cuantificado

(*) Sin IVA (**) En un secador de este tipo se puede disminuir el valor de la inversión si la estructura civil se sustituye por estructura de perfiles de acero, aspecto que es posible. El ahorro que se puede conseguir es de hasta 40.000 USD aproximadamente, según estimaciones preliminares.

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Debido a la tendencia a mayores controles ambientales por parte del Ministerio del Ambiente y Delegaciones Ambientales de prefecturas y cantones en algunas zonas, se sugiere que los valores mostrados en la Tabla 2.9 sean revisa-

dos a futuro. En la revisión es necesario incluir los costos de la instalación de sistemas para lavado de gases u otros sistemas requeridos para cumplir con las normas ecuatorianas de control ambiental. Este elemento está fuera del


objetivo de este trabajo y no se lo ha profundizado en este capítulo.

2.5.1.18 / Análisis de impactos ambientales Antes de realizar el análisis económico, es necesario determinar las emisiones de CO2 equivalente provocadas por los métodos actuales de disposición de la cáscara de arroz y las posibles emisiones evitadas al implantar los modelos de generación eléctrica propuestos, por el hecho de que se deben considerar los potenciales ingresos económicos por la venta de créditos de carbono. El estudio de impacto ambiental del uso de la cascarilla de arroz para la producción de energía consiste en determinar: a) Volúmenes de CO2 equivalente emitidos a la atmósfera en las condiciones que actualmente es dispuesta la cascarilla no utilizada a nivel nacional. b) Volúmenes de CO2 equivalente evitados al combustionar adecuadamente la cascarilla en ciclos Rankine para la producción de energía en sistemas centralizados (los propuestos). c) Volúmenes de CO2 equivalente evitados al combustionar adecuadamente la cascarilla en ciclos Rankine para la producción de energía dentro de la piladora seleccionada (piladora A de Babahoyo). d) Emisiones evitadas en la piladora A por la sustitución de 369.000 kg de GLP por 615.000 kg de cascarilla en el secado del arroz (Recordando que esta cantidad de GLP corresponde a 50 % del combustible consumido en la piladora A para secado de arroz en las condiciones actuales). e) Impactos ambientales provocados por el uso de la cascarilla en sistemas de com-

bustión (emisión de material particulado y otros). Las metodologías aplicadas para el cálculo de emisiones son: I.D - Grid connected renewable electricity generation y III.E - Avoidance of methane production from decay of biomass through controlled combustion, gasification or mechanical/thermal treatment (UNFCCC, 2008). Las emisiones evitadas en la piladora seleccionada por la sustitución de GLP por cascarilla en el secado del arroz han sido calculadas usando la metodología III.E - Avoidance of methane production from decay of biomass through controlled combustion, gasification or mechanical/thermal treatment. Para los cálculos se ha utilizado los siguientes datos: • Factor de emisión para Ecuador: 0,62678 tCO2/MWh, según información disponible en la página web del CORDELIM (2008). • Volumen de cascarilla no usado adecuadamente a nivel nacional: 143.000 t/año (referido al año 2007). • Distancia media de transporte de la cascarilla desde las piladoras hasta el centro de consumo: 50 km. • Consumo específico de diésel en el transporte de cascarilla: 0,0008 l/kg de cascarilla (Resultado del análisis de rendimiento de motores diésel usados en el país. Este valor se obtiene de dividir el consumo de combustible de un motor diésel en una distancia recorrida conocida, por el volumen de cascarilla transportado). Con este valor se calculan las fugas de CO2 en el transporte de la cascarilla, que debe ser restado del total evitado.

Los cálculos efectuados usando la metodología indicada arrojaron los siguientes resultados:

73


Tabla 2.10 / Emisiones evitadas por el uso de la cascarilla para generación de energía eléctrica, considerando transporte de la cascarilla sin compactar. Zona

Emisiones evitadas Fugas (tCO2/año) (tCO2/año)

Total de emisiones evitadas (tCO2/año)

Emisiones evitadas durante vida útil del proyecto (tCO2 eq)

Daule Babahoyo Samborondón Vinces MCT

57.310 37.337 25.026 13.649 3.048

56,78 36,99 24,79 13,52 0,00

57.253 37.300 25.001 13.636 3.048

573.100 373.373 250.256 136.490 30.483

TOTAL

136.370

132

136.238

1.363.704

Nota: MCT es la planta de generación dentro de la piladora A.

a) Las emisiones de CO2 equivalente en el año 2007 por no usar las 143.000 t de cascarilla fueron aproximadamente 299.000 tCO2. b) Las emisiones evitadas al aplicar la propuesta de generación de energía en sistemas centralizados son 136.238 tCO2 equivalente/año. El desglose de esas emisiones se muestra en la Tabla 2.10. Para el análisis económico se partirá de los valores de emisiones mostrados en esa tabla, y se considerará que cada crédito de carbono (t CO2eq) será vendido en el Mercado de Créditos de Carbono a un precio de 10 USD. (Nota: Este aspecto requiere revisión debido a variaciones en el mercado de crédito de carbono a septiembre de 2015).

74

Se puede observar que en el caso de la MCT no existen fugas de CO2, debido a que en este caso la cascarilla es producida y consumida dentro de la propia piladora, es decir, no hay transporte de este material. Las emisiones anualmente evitadas son, para esta planta, 3.048 tCO2 equivalente. Otros cálculos permitieron determinar que las emisiones evitadas en la piladora A por la sustitución de 369.000 kg de GLP por 615.000 kg de cascarilla en el secado del arroz

son 1.070 tCO2 equivalente/año. Aunque la vida útil de proyecto es baja (7 años), período durante el cual es posible obtener ingresos por concepto de créditos de carbono y evitar 7.490 t/ CO2 equivalente en total por cada proceso de sustitución de quemadores de GLP por cascarilla, las ganancias en términos ambientales son mayores, ya que la mitigación de CO2 ocurre durante toda la vida útil del proyecto. Respecto a los impactos ambientales del uso de la cascarilla mediante combustión, se prevé la generación de material particulado. Para mitigar este efecto, resulta necesario que todas las plantas térmicas cuenten con separadores tipo ciclón y filtros en el recorrido de los gases desde la caldera hasta la chimenea.

2.5.1.19 / Estudio de la viabilidad económica del uso de la cascarilla en sistemas de combustión

Costo del transporte de la cascarilla Para obtener el costo del transporte de la cascarilla se ha partido de valores proporcionados por empresas del sector de transporte terrestre con recorridos en las zonas productoras de arroz. Los datos para el cálculo son:


• Capacidad de transporte de cascarilla sin compactar (por camión): 6.000 kg por viaje. • Capacidad de transporte de cascarilla compactada (por camión): entre 13.000 y 15.000 kg por viaje. • Distancia media recorrida por el camión en las condiciones de los lugares de producción de arroz: 50 km (en la práctica puede ser menor, sin embargo, por efecto de las condiciones de los caminos se ha decidido adoptar el valor de 50 km). • Costo promedio por viaje dentro de ese recorrido: 40 USD.

b) Costos de operación: Incluyen gastos directos e indirectos: mano de obra directa e indirecta, gastos financieros, transporte de cascarilla, depreciaciones, otros gastos de operación. Los valores correspondientes se obtuvieron en condiciones del año 2009-2010 y necesitan actualización. Resultados de los cálculos de viabilidad económica de las plantas térmicas

Costos de inversión y operación para cada planta

Los indicadores de viabilidad económica son presentados en la Tabla 2.12. Los indicadores VAN y TIR obtenidos muestran que las plantas térmicas (referidos al año 2009) que se podrían ubicar en Daule y Babahoyo pueden ser viables desde el punto de vista económico. Respecto a la posible planta en Samborondón, cualquier decisión que se tome debe fundamentarse en un análisis de sensibilidad (debido a que el VAN respectivo es bajo). La planta en Vinces y la MCT (en la piladora A) no parecen viables en las condiciones establecidas en el estudio.

a) Inversiones: La instalación en equipos en cada planta es proporcional a su capacidad nominal instalada, como se observa en la Tabla 2.11. Los valores mostrados son referenciales y han sido obtenidos en empresas que han instalado plantas térmicas de similares características en el Sur de Brasil. El costo de instalación total, mostrado en la última columna de la Tabla 2.11 incluye costos estimados de terreno, trámites de importación de equipos, e imprevistos.

Hay dos aspectos que influyen directamente en la viabilidad o no de cualquier planta térmica: el primero es el costo por kW instalado de la planta que, como se vio en la Tabla 2.11, es mayor cuando menor es la capacidad de la planta; el segundo factor es la disponibilidad de cascarilla. Para que resulte viable un proyecto se requieren mayores volúmenes de cascarilla. No obstante, a futuro se pueden analizar opciones mediante la redistribución de cascarilla

Con esos datos, el costo de transporte por unidad de masa de la cascarilla es 0,007 USD/kg cuando no es compactada (briquetada) y 0,003 USD/kg cuando es compactada (en forma de briquetas o pellests).

Tabla 2.11 / Inversiones en equipos de generación eléctrica. Zona

Daule Babahoyo Samborondón Vinces MCT

Potencia nominal (kW)

Costo Nominal (US$/kW)

Costo instalación (USD)

Costo instalación total (USD)

2.400 1.600 1.000 600 300

1.500 1.500 2.000 2.118 3.235

3.600.000 2.400.000 2.000.000 1.270.588 970.588

4.590.000 3.060.000 2.550.000 1.620.000 1.247.206

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Tabla 2.12 / Indicadores de viabilidad económica de cada propuesta (valores referidos a 2009). Ubicación de la Planta Térmica Daule Babahoyo Samborondón Vinces MCT

en esquemas parecidos pero ubicados en otros puntos; es decir, se pueden buscar alternativas para solucionar el problema de los bajos volúmenes de cascarilla que permitan mayor capacidad instalada en la planta termoeléctrica.

2.5.1.20 / Análisis económico de la conveniencia del briquetado en las piladoras El análisis económico para decidir sobre la conveniencia de implantar el briquetado como proceso previo al transporte de la cascarilla consiste en un análisis simple de costo-beneficio. Aquí se determina el costo de realizar el briquetado (compactada) y ese resultado se compara con la diferencia que resulta de transportar la cascarilla compactada respecto al costo de transportar la cascarilla sin compactar.

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Para el análisis se ha considerado una piladora de primera categoría. El costo referencial de una briquetadora con capacidad de 500 kg/h es aproximadamente 70.000 USD (Precio FOB en Brasil). A este valor se suman costos de transporte e importación. La operación de la maquina incluye: costos de energía eléctrica, mano de obra directa (2 operarios), depreciaciones, gastos financieros y mantenimiento. Los resultados indican que el costo de producción de compactar (briquetar) la cascarilla es de 0,0109 USD/kg. Este resultado torna inviable la implantación de briquetado dentro de la piladora seleccionada, pues la viabilidad sería posible si el costo de producción fuera menor a 0,003

VAN (USD)

TIR (%)

194.109 1.169.557 391.497 (12.913) (658.753)

22,04 20,34 22,04 20,34 20,34

USD/kg de cascarilla, que es la diferencia entre el costo de transportar la cascarilla sin compactar respecto al costo de transportar cascarilla compactada. La inviabilidad económica del briquetado es consecuencia de los costos del transporte en camión que son bajos por efecto de los subsidios al diésel y del costo muy alto de la máquina briquetadora. Futuros estudios podrían incluir la posibilidad de construir máquinas de briquetado dentro del país para buscar reducir la inversión inicial. Por otro lado, el estudio puede ser actualizado si el costo del diésel para transporte sufre variaciones o si se adoptan nuevos tipos de combustibles para transportación con precios diferentes (mayores) que los actuales.

2.5.2 / Residuos de la cosecha e industrialización de caña de azúcar 2.5.2.1 / Aspectos relacionados con la caña de azúcar en Ecuador La caña de azúcar constituye un cultivo de gran importancia en diversos países del mundo. Según estadísticas de la FAO (2011), en el año 2009 se cultivaron 23.727.751 hectáreas de caña, destinada principalmente a la producción de azúcar y etanol. Los mayores productores son Brasil, India, China y Pakistán. El cultivo de caña de azúcar en Ecuador se efectúa principalmente en la cuenca baja del Río Guayas, donde se cultivan más de 70.000 ha de caña, utilizada para la producción de azúcar. El


Figura 2.21 / Área cultivada y rendimientos de los cultivos de caña de azúcar (MAGAP (2013), en el enlace: http://servicios. agricultura.gob.ec/sinagap/index.php/superficie-produccion-y-rendimiento. Acceso Sept. 15 a 20 de 2013).

III Censo Nacional Agropecuario efectuado en el año 2002 muestra que la producción en otras regiones del país es también importante, ya que existen otras 42.000 ha sembradas (SICA, 2008) con caña de azúcar para otros fines como la producción de alcohol y panela (CINCAE, n.d.). Este capítulo analiza únicamente el bagazo obtenido de la caña procesada para producir azúcar. Algunas estadísticas relacionadas con la producción de caña para azúcar son presentadas en la Figura 2.21. En rendimiento promedio hasta el año 2011 fue alrededor de 70 t/ha, que es menor que los obtenidos, por ejemplo, en Brasil (alrededor de 84 t/ha) (Carvalho y Macedo, 2009). Sin embargo, información no oficial divulgada por diario Hoy menciona que el rendimiento en Ecuador ha incrementado (al parecer referido a 2012) a 90 t/ha (http:// www.hoy.com.ec/noticias-ecuador/la-tecnologia-fue-clave-para-subir-la-produccion-azucarera-591093.html. Acceso en Septiembre 19 de 2013), lo que mostraría un logro enorme en los rendimientos de la producción de caña de azúcar en el país. La producción de azúcar en Ecuador es efectuada en 6 ingenios. Los tres más grandes (San Carlos, Ecudos y Valdez) producen cerca del 90% del azúcar nacional. La cosecha de caña de azúcar en Ecuador, como en muchos países productores de caña,

es en parte manual, con quemado previo de los cañaverales, buscando limpiar la caña y facilitar el corte. Esta operación presenta aspectos positivos y negativos. El rendimiento del corte se incrementa con el quemado; asimismo, el peligro de ataque de serpientes, es evitado mediante quemadas. Sin embargo, la cantidad de biomasa que es perdida en estas condiciones y las emisiones de CO2 son importantes. El potencial energético que se podría aprovechar empleando hojas y puntas de caña para la producción de energía no es visto como un elemento de valor, en gran parte por las dificultades que presenta recoger, secar, transportar y procesar estos materiales que, recién cortados, pueden tener humedades muy altas que podrían tornar no atractivo su uso. Según datos de la empresa brasileira DEDINI (2005), en cada tonelada de caña existe aproximadamente 165 kg de paja con 15% de humedad. Tomando en cuenta que el Poder Calorífico Inferior de la paja de caña es 16,5 MJ/kg (Ver Tabla 2.13), la paja de la caña cosechada en el país en el año 2005 disponía de aproximadamente 16 PJ de energía. La mayoría de este potencial se perdió debido a las quemadas. Desde una perspectiva puramente energética, parece razonable fomentar el corte mecanizado de la caña de azúcar para aprovechar mejor las hojas y puntas para la producción de

77


Tabla 2.13 / Propiedades físicas y químicas de la paja de caña de azúcar. Propiedad Densidad aparente (a granel)

Unidad

Valor

kg/m3

0,306

Composición Química

Azufre (S) Carbono (C) Hidrógeno (H) Nitrógeno (N)

% % % %

0.08 44,7 5,8 0,45

Análisis Inmediato

Cenizas (Z) Materialvolátil (MV) Humedad total Carbono Fijo (CF)

% % % %

11,57 81,55 9,92 6,90

MJ/kg

17,74

Poder Calorífico Superior (PCS) Fuente: Pelaez-Samaniego et al. (2011)

energía, en sustitución o para complementar el bagazo. No obstante, es necesario valorar los efectos sociales (debido, por ejemplo, a la reducción de mano de obra para el corte) de su implantación y las implicaciones económicas. La mejor alternativa debe considerar tanto beneficios sociales, ambientales, como económicos. Una opción es que si a futuro es viable mecanizar la cosecha de la caña, la mano de obra que deja de ser empleada en el corte puede ser utilizada para la recolección y pretratamiento de este material. Sin embargo, el empleo de la paja de caña es mucho más difícil que los derivados de otros productos agrícolas generados en un solo lugar como el mismo bagazo, la cascarilla de arroz, entre otros, ya que implicaría altos costos de transporte.

2.5.2.2 Usos del bagazo de caña de azúcar

78

El bagazo de caña se obtiene como subproducto de la molienda de la caña de azúcar en los centrales azucareros. El bagazo constituye aproximadamente de 24 a 30 % del total de la caña (Hugot, 1972), en dependencia del contenido de fibra y la eficiencia en la extracción

del jugo. La humedad después de la molienda es normalmente 50 %, mientras que el contenido de cenizas está alrededor de 2 % (Cortes, Silva y Olivares, 2008). El bagazo es un material lignocelulósico constituido principalmente por celulosa, hemicelulosa, lignina y extractivos. Algunas propiedades importantes de este material se presentan en la Tabla 2.14. Tradicionalmente, el bagazo es quemado en los centrales azucareros para la generación de vapor. En países como Brasil, prácticamente todas las plantas de producción de azúcar son autosustentables energéticamente (vapor y energía eléctrica) y en muchos casos exportan electricidad a la red nacional de distribución. Sin embargo, el potencial de aprovechamiento de este material es enorme también para la producción de otros materiales, pues varios productos pueden ser obtenidos del bagazo de la caña de azúcar: alimentos balanceados para animales, elaboración de aglomerados para la construcción, producción de materiales compuestos (plástico-bagazo) y aglomerados, producción de etanol vía hidrólisis, producción de productos de embalaje, producción de bio-aceite vía pirólisis para la obtención de combusti-


bles, gases de síntesis mediante gasificación para generación eléctrica en sistemas integrados gasificación ciclos combinados, producción de abonos para el mejoramiento de suelos, etc. En el caso de nuestro país, el uso del bagazo se ha limitado a la producción de papel y producción de energía. Por ejemplo, en el año 2009 se usaron 836.120 t de bagazo para la producción de 104.128 MWh de energía eléctrica en los centrales azucareros Valdez (Ecoelectric), Ecudos y San Carlos (CONELEC, 2010). La capacidad instalada en los centrales azucareros es de 36,5 MW en Ecoelectric, 35 MW en San Carlos y 29.8 MW en Ecudos (CONELEC, 2013). Otros centrales azucareros usan la mayoría del bagazo para la producción de vapor únicamente. No ha sido posible acceder a datos más precisos sobre el origen de la materia prima para la producción de papel en las empresas papeleras del país (debido a restricciones a proveer información), lo que hace difícil estimar los usos de bagazo en empresas papeleras que de alguna manera están relacionadas con los ingenios azucareros. Las fluctuaciones de los precios del azúcar en el mercado y las necesidades actuales de combustibles líquidos exigen diversificar la producción de derivados de la caña. Se ha observado en los últimos años que los precios de los combustibles están incrementando constan-

temente, y de manera cíclica lo que ha hecho también incrementar el precio del etanol. En este sentido, una alternativa para diversificar los productos derivados de la caña de azúcar es la producción de etanol combustible. Esta necesidad de producir más etanol explica la tendencia de Brasil de usar el bagazo para producir etanol mediante hidrólisis. El etanol tiene potencial para ser usado ya no únicamente como combustible, sino como fuente de materia prima para la producción de otros derivados importantes, en sustitución del petróleo. Uno de esos productos es el etileno.El proceso de producción de etanol a partir del bagazo es una tecnología madura, en espera de condiciones económicas favorables para entrar al mercado (Pereira y Macedo, 2006). Estimaciones prevén que esta tecnología esté en el mercado entre antes de 2020 en Brasil (Vaz Rosell, 2006). Otros usos del bagazo podrían extenderse con el tiempo hacia la gasificación y la pirólisis. Mediante el primero se espera obtener gases de síntesis; a partir de los gases se puede producir combustibles líquidos, así como a la integración de las plantas de gasificación con sistemas de generación de energía eléctrica (BICC). En cuanto a la pirólisis, los derivados del proceso van a ser útiles para la producción de químicos (ácido acético, hidrógeno, etc.). Estas dos tecnologías termoquímicas ofrecen un potencial enorme para el empleo del baga-

Tabla 2.14 / Propiedades importantes del bagazo de la caña de azúcar (en base seca) (Jenkins, 1998). Propiedad

Unidad

Valor

Composición Elemental

Carbono (C) Hidrógeno (H) Nitrógeno (N) Azufre (S)

% % % %

48,64 5,87 0,16 0,04

Análisis Inmediato

Cenizas (Z) Materialvolátil (MV) Carbono Fijo (CF)

% % %

2,44 85,61 11,95

MJ/kg

18,99

Poder Calorífico Superior (PCS)

79


Figura 2.22 / Área sembrada y producción de palma aceitera (palma africana) en Ecuador. Fuente: MAGAP (2013).

zo y otros residuos agrícolas.Pereira y Macedo (2006) presentan una importante discusión del potencial de producción de etanol a partir del bagazo de caña de azúcar vía hidrólisis- fermentación.

2.5.3 / Palma de aceite

80

La palma africana o palma aceitera es un cultivo perenne presente en varios países tropicales. El aceite crudo de palma (ACP) es el aceite de mayor producción en el mundo, alcanzando 56,2 millones de toneladas en el año 2013 (30 % del total de la producción de aceites vegetales a nivel mundial) seguido por los aceites de soya y canola, con producciones de 42,7 y 25,1 millones de toneladas, respectivamente. El área en producción sembrada en el 2013 en todo el mundo alcanzó las 15.109.000 ha, de la cuales el 76 % se distribuye entre los principales productores de ACP: Indonesia y Malasia. En el caso de Ecuador, según el Censo Palmero efectuado en el año 2005, el área cultivada de palma aceiteraera de 207.285 ha, distribuidas en las provincias de Esmeraldas (la mayor productora a nivel nacional), Pichincha, Guayas, Sucumbíos, Los Ríos y otras provincias en menor escala (ANCUPA, 2005). Dicha área cultivada está siendo incrementada en los últimos años. Según el MAGAP (2013), en el año 2011 llegó a cerca de 250.000 ha (Figura 2.22). Actualmente, Ecuador es el sexto productor de aceite de palma en el mundo y el segundo en Latinoamérica (des-

pués de Colombia) (Fedepalma 2014). El área cosechada constituye alrededor del 83% del área sembrada (MAGAP, 2013), con rendimientos que han variado desde 10,35 hasta 14,74 t de racimos de fruta fresca (RFF)/ha en el período 2005-2011. El principal producto proveniente de los RFF es el ACP el cual en el país, es usado en la industria de alimentos y para exportación. Una posibilidad de uso del aceite es la producción de biodiesel para uso combustible, el cual puede impactar positivamente a la economía del país y al medio ambiente, ya que se podría sustituir parte del diésel usado como combustible. Estudios de ciclos de vida realizados en Colombia demostraron que se podría reducir hasta el 83 % de los gases de efecto invernadero al sustituir diésel por biodiesel de palma.

2.5.3.1 / Experiencia colombiana en el uso de la palma aceitera Colombia es el quinto país productor mundial de palma, con un área sembrada en 2013 de 476.781 ha, el 70 % en producción, y el 30 % restante en desarrollo (Fedepalma, 2014). Existen además 3,5 millones de hectáreas potenciales para el cultivo sin ningún tipo de restricción. El área sembrada está distribuida en cuatro zonas palmeras con porcentajes de participación diferentes: norte (30,6 %), que cuenta con 15 plantas extractoras; central (27,7 %) con 10 plantas de extracción; occidental (4,0 %) con 7 plantas y finalmente, zona oriental (37,7 %) con


22 plantas extractoras. El rendimiento medio de aceite de palma es de 3,4 t/ha. El rendimiento medio de fruto fue de 16,3 t RFF/ha, con una tasa de extracción promedio de 20,9 %, extrayendo 802.301 t de aceite de palma y 68.577 t de palmiste en el 2009 (FEDEPALMA, 2010). El uso tradicional del aceite crudo de palma es en la industria alimenticia, pero en la actualidad se lo usa también para la producción de biodiesel y otros productos químicos. Colombia produce en la actualidad importantes volúmenes de biodiesel a partir de la palma aceitera. Según información del SISPA (Sistema de Información Estadística del Sector Palmero), durante el 2010 se extrajeron 753.100 t de ACP. No obstante, otros usos se estudian o practican de manera parcial para los subproductos del procesamiento de la fruta de la palma. La producción de biodiesel en 2010 fue de 337.713 t, con cinco plantas de producción en funcionamiento, tres de las cuales entraron en producción luego del mes de marzo de 2009 y otra en el mes de junio de 2010, con las cuales se cuenta con una capacidad instalada a nivel nacional de 470.000 t/ año. El rendimiento medio de aceite crudo de palma por tonelada de biodiesel es de 1,01 t ACP/tBD (aceite crudo de palma/tonelada de biodiesel) (FEDEPALMA, 2010).

Proceso de extracción de aceite de palma El ACP es extraído del mesocarpio o parte carnosa de los frutos de la palma de aceite, que se encuentran originalmente adheridos a un raquis formando un racimo. Las principales etapas del proceso de extracción son: esterilización, desfrutado, digestión, prensado, clarificación y secado. Los otros productos obtenidos en las plantas de beneficio son el aceite de palmiste y la torta de palmiste (extraídos de la almendra). La biomasa residual producida en las plantas de beneficio son los racimos vacíos o tusas (23 % del RFF), fibra del mesocarpio (13 % del RFF) resultante del prensado de la fruta, cuesco o cascarilla (5 % del RFF) proveniente de la nuez y efluentes (0,70 m3/t RFF). En las

plantaciones de palma también se producen otros tipos de biomasa residual como los troncos, raíces, y hojas que se producen durante el periodo productivo y que quedan en el campo después de los 25 años de vida de los cultivos.

Composición química de la biomasa residual del procesamiento de la palma aceitera La composición química de labiomasa proveniente de las plantas de beneficio (tusa, fibra y cuesco principalmente) varía de manera sustancial dependiendo del sitio de cultivo, así como del lugar y métodos de recolección. Un impacto menor puede tener también las técnicas de análisis y el lugar donde se efectúa dicho análisis. La Tabla 2.15 muestra valores referenciales de las propiedades de algunos residuos analizados en Cenipalma (Colombia).

2.5.3.2 / Posibles usos de la biomasa residual de la industria de la palma aceitera

Potencial uso de subproductos A diferencia de otros tipos de agroindustria, los materiales residuales del procesamiento de la palma aceitera están disponibles en la planta o, en el caso de los residuos de la cosecha, resultan relativamente fáciles de recolectar, en comparación con otros residuos (por ejemplo de la cosecha de banano). Adicionalmente, estos materiales están disponibles el año entero. Por lo tanto, en la actualidad existe enorme interés en usar dichos residuos para la obtención de productos de mayor valor agregado. Los procesos para la transformación de estos materiales incluyen: combustión-cogeneración, compostaje, peletizado, briquetado, gasificación, pirólisis e hidrólisis. Otra alternativa es la producción de aglomerados a partir de las fibras, en sustitución de madera. La integración de estas tecnologías para optimizar el uso de los subproductos y residuos del procesamiento de

81


Tabla 2.15 / Características de los residuos de biomasa en la planta de beneficio de ACP (valores referenciales en base a análisis efectuado en Cenipalma, Colombia). Cáscara

Biomasa racimo vacío

Fibra

2.40-14.28

Contenido de humedad (%) Análisis próximo (a) Volátiles (%) (a 600°C) Ceniza (%)

70.65 2.02

70.59 7.87

69.39 8.44

Composición química (b) Lignina (%) Cellulosa (%) Hemicellulosa (%)

49.58 30.28 12.72

10.23 44.97 19.92

21.79 33.21 16.58

46.21 7.20 0.36 0.04 diferencia

40.88 7.42 0.87 0.09 diferencia

43.35 7.07 1.21 0.18 diferencia

Composición elemental (b) C (%) H (%) N (%) S (%) O (%)

(a) En base seca; (b) En base seca y libre de cenizas.

82

la palma aceitera puede ser efectuada acorde al concepto de bio-refinerías. Sin embargo, dicha integración no ha sido abordada de manera suficiente. Una excelente fuente de consulta sobre opciones de integración de procesos es, por ejemplo, Garcia-Nunez et al. (2015).

fuentes energéticas alternativas. Con el aprovechamiento de la fibra y el cuesco en calderas para la generación de vapor y subsiguiente energía eléctrica se pueden generar excedentes de hasta 2 veces la energía eléctrica consumida en el proceso. (CENIPALMA, 2011).

Mediante métodos ambientalmente sustentables, a través de los subproductos del proceso de extracción de aceite de palma, se vislumbran interesantes alternativas dirigidas a aumentar la eficiencia y la productividad del proceso. El tratamiento térmico permite mediante los procesos de pirólisis y gasificación obtener bio-líquidos (con potencial para producción de adhesivos y combustible) y bio-carbón, el cual puede ser usado para la producción de carbón activado o para la fertilización de los suelos de las plantaciones de la misma palma. El uso de la biomasa residual de la palma mediante la producción y uso de carbón ayuda en la fijación de carbono y contribuye a un mayor uso de

Experiencia colombiana con el uso del biodiésel de palma Esta sección persigue presentar algunas experiencias con el uso de biodiesel en Colombia. La producción de biodiesel, como ocurre por ejemplo en Colombia, tiene como materia prima aceite de palma crudo, el cual es sometido a un proceso de refinación física para eliminar olores, sabores y color desagradables. El proceso comprende tres etapas: desgomado, blanqueado y desodorizado. El aceite refinado pasa a un proceso de transesterificación, que es constituido por la secuencia de tres reacciones reversibles consecutivas con metanol


(alcohol) en exceso en presencia de metilato de sodio como catalizador, obteniendo el metil ester de palma (biodiesel). Como subproducto de la etapa de transesterificación se obtiene glicerina cruda, la cual es enviada a la unidad de tratamiento para obtener glicerina refinada. El Centro de Investigación en Palma de Aceite (Cenipalma), desde hace más de 8 años, en conjunto con el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP–Ecopetrol), ha desarrollado la factibilidad técnica sobre el uso de aceite de palma y sus derivados como biocombustibles (biodiesel). El proyecto ha tenido como objetivo identificar el potencial que tiene el aceite de palma en la producción de biodiesel y conocer el comportamiento de este biocombustible tanto puro como en mezclas con el combustible diesel. Se persigue que esta información dé soporte el Programa Nacional de Biodiesel y permita el desarrollo del sector agrícola – con énfasis en la generación de empleo rural estable-, diversificación de la oferta energética y contribución a disminuir el impacto ambiental de los combustibles fósiles. De esta forma, se espera posicionar a Colombia como el único país del mundo en contar con una mezcla de diesel-biodiésel de palma en todo su territorio nacional. Este Proyecto se inició en el año 2004 y se ha desarrollado en las siguientes fases:

transporte General Motors (GM). Convenio de Cooperación Tecnológica entre Cenipalma, Ecopetrol S.A., y General Motors-Colmotores. Los resultados del trabajo interdisciplinario liderado Cenipalma han permitido demostrar que las mezclas B5 (5 % de biodiesel mezclado con 95 % de diésel), B10, B20, B30 y B50 diésel-biodiesel de palma cumplen con las especificaciones de calidad del diésel en Colombia. Además, se verificaron los impactos ambientales positivos expresados en la reducción de opacidad y material particulado. En ninguna de las dos pruebas realizadas (más de 2 millones de kilómetros recorridos) se han presentado deterioros en las partes del motor ni de sus empaques con mezclas diésel-biodiésel de palma hasta 50 %. El uso de las mezclas diésel- biodiesel de palma inició en 2008, con la mezcla B5 (5 % de biodiesel de palma: 95 % diésel) en algunos departamentos. En el primer semestre 2009 se consolidó la mezcla B5 en todo el país; para el segundo semestre de 2009 se inició el uso de B7 en algunas regiones. Al finalizar el 2010, el 61 % del territorio nacional utilizaba la mezcla B10, el 10 % B8 y el restante B7. Actualmente solo Bogotá tiene una mezcla B7 y el resto del territorio nacional B10. 2.5.4 / Residuos de la industria de la madera

2. Realización de pruebas de ruta para las mezclas seleccionadas en una flota de servicio público (Transmilenio). Convenio de Cooperación Tecnológica Cenipalma, Ecopetrol S.A., Fedepalma y Si99.

La biomasa de la madera consta de residuos de la industria de muebles, carpintería, o aglomerados, así como del corte e industrialización de la madera. Los residuos de la industria maderera son, en general, materiales que se pueden considerar parcialmente pretratados, debido a que en muchos casos han sido cortados, secados y/o reducidos en su tamaño. Sin embargo, estos materiales presentan una diversidad muy grande de tamaño de partícula, forma, contenido de humedad, densidad y propiedades químicas.

3. Pruebas de larga duración con biodiesel de palma en una flota de camiones de

Respecto a la industria de aglomerados de madera, normalmente los residuos generados en

1. Evaluación de mezclas de aceite de palma y metil éster de palma con ACPM como combustible diésel. Convenio de cooperación tecnológica Cenipalma–Ecopetrol S.A.

83


las plantas son aprovechados para la producción de energía térmica que es usada para producir vapor de agua. El vapor es usado para la operación de algunos equipos en las plantas (por ejemplo, para calentar placas de prensas) o para el sacado de la madera. Si bien esta industria no genera importantes cantidades de residuos en las plantas, los volúmenes de residuos dejados en el campo durante el corte de los árboles son considerables. Su aprovechamiento puede presentar dificultades y no ser económicamente atractivo, debido a la dispersión de los residuos y al costo de transportarlos. La adición de valor económico mediante la fabricación de otros productos (por ejemplo produciendo aglomerados u otros compuestos de madera) podría ser un camino en la búsqueda de alternativas que permitan su recolección y uso. A la par, no obstante, se deben analizar las cantidades mínimas de residuos que deberían ser dejados en el campo para contribuir con nutrientes en el suelo, de ser el caso.

84

La industria de los muebles de madera es otro sector que genera cantidades importantes de residuos madereros. Debido a la alta concentración de industrias de muebles en Cuenca y sus alrededores (más de 60 % de los muebles de madera del país son producidos en esta región), esta ciudad presenta potencial para aprovechar el aserrín y otros residuos sólidos de tamaño pequeño, conocidos como recortes. En la actualidad parte de estos materiales es usado en las mismas plantas para generar vapor. Los excedentes, principalmente aserrín, son considerados materiales de poco valor y a veces algunas plantas tienen que contratar servicios externos para su remoción. Lamentablemente no ha sido posible cuantificar la cantidad de residuos que estarían disponibles para procesos de producción de energía o para otros fines, por lo que esta sección necesita revisión y actualización a futuro. La producción de energía térmica, ya sea de forma directa o después de procesos de densificación energética como torrefacción seguida de

peletización o briquetado, es una de las formas más prometedoras de aprovechamiento de estos materiales lignocelulósicos. Varias industrias existentes en el medio, como es el caso de la industria cerámica y ladrilleras, podrían hacer uso de este combustible. La madera es también considerada una opción importante como combustible en la industria del cemento (Albino et al., 2011). Otros usos del aserrín son la producción de carbón vegetal. Sin embargo, un elemento que pesa mucho en la viabilidad y en el interés de este combustible son los bajos precios del diésel y otros derivados del petróleo que en la actualidad sirven para la generación de calor. Un estudio de Vega (2012) estima que la cantidad de residuos de madera en forma de chips (contenido de humedad de 20%) en aserríos localizados en Quevedo (Provincia Los Ríos) llega a 20.000 t/año. En caso de existir el referido valor en aserríos, el potencial energético de dicho material (para un poder calorífico inferior de aproximadamente 14 MJ/kg) es muy importante (alrededor de 224.000 GJ/año) y es conveniente impulsar proyectos que permitan su uso, pues este material estaría bastante concentrado, lo que impactaría positivamente en la reducción de costos relacionados con su transporte. No existen, al parecer, datos sobre la disponibilidad de materiales similares en otras regiones del país, por lo que este estudio necesita ser expandido a futuro mediante el levantamiento de inventarios de residuos madereros.

2.5.4.1 / Caracterización de algunos residuos de la industria de la madera Según se ha podido conocer a través de conversación con personas que trabajan en la industria de los muebles de madera en Cuenca, dos de las especies de madera comúnmente usadas en esta industria son Fernán Sánchez (Triplaris cumingiana Fish. Mey.) y laurel (Cordia alliodora), oriundas de la costa. No están al


alcance estudios de caracterización de estas especies madereras, por lo que los autores decidimos analizar y reportar algunas propiedades de estas especies de madera e incluir en este capítulo. Para el estudio se empleó muestras de Fernán Sánchez y laurel, relativamente secos, en forma de tablas de 350x50x17 mm, que se obtuvieron un una industria de muebles del parque industrial de Cuenca. Para la caracterización, muestras de estos materiales fueron convertidas en pequeñas astillas (ver Figura 2.23) y luego pulverizadas con ayuda de un molino de cizallas de laboratorio, equipado con una malla que permite recuperar únicamente partículas de tamaño menor a 0.42 mm. El análisis inmediato fue llevado a cabo siguiendo el procedimiento descrito en Pelaez-Samaniego et al. (2014a), en un equipo LECO® TruSpec CHN, usando partículas en estado seco. El secado se realizó en un horno por 24 horas a 103°C. El mismo material se usó para determinar el contenido de cenizas siguiendo ASTM D102–84 (reaprobado 2007). Thermogravimetría (TG) fue empleado para determinar la estabilidad térmica de los materiales y la cantidad de volátiles y carbón fijo. TG fue realizado en un equipo TGA/SDTA851e (Mettler Toledo) usando aproximadamente 7 mg de material molido y seco. TG fue realizado con una tasa de calentamiento del material de 10 °C/min desde temperatura ambiente hasta 600 °C en ambiente de nitrógeno. En todos los análisis, los procedimientos que se emplearon son similares a los descritos en Pelaez-Samaniego et al. (2014a). Los resultados de la caracterización de los materiales son presentados en la Tabla 2.16. La composición elemental de Fernán Sánchez y laurel está aproximadamente en el rango de valores de otros tipos de madera (Vassilev et al., 2010). Por ejemplo, la composición elemental de pino, especie pinus silvestris es 50,9 % C, 6 % H y 43,1 % O (Chaouch et al. (2013) o pino especie pinus ponderosa: 50,84 % C, 6,59 % H y 42,38 % O (Pelaez-Samaniego et al., 2013b). El


Figura2.23 / Fotos de astillas de madera de Fernán Sánchez (arriba) y laurel (abajo) usados para la caracterización de estos materiales (Fotos: M.R.Pelaez-Samaniego)

contenido de N en FernánSánchez y laurel es ligeramente superior al de pino, especie pinus ponderosa (0,32 y 0,38 vs. 0,19 %, respectivamente). El contenido de cenizas, por otro lado, es superior al reportado para pino especie pinus ponderosa, en el cual, la ceniza alcanza 0.5 % (Pelaez-Samaniego et al., 2013b). La cantidad de cenizas es relativamente alta comparada con otros tipos de madera, lo que puede deberse a la manipulación previa de estos materiales.

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Tabla 2.16 / Resultados de la caracterización de muestras de maderas Fernán Sánchez y laurel. Propiedad

Fernán Sánchez

Laurel

Composición Elemental (en base seca y libre de cenizas) (% en masa)

Carbono (C) Hidrógeno (H) Nitrógeno (N) Oxígeno (O) (por diferencia

53,00 6,29 0,32 40,32

51,91 6,02 0,38 41,70

Análisis Inmediato (% en masa)

Cenizas (Z) Materialvolátil (MV) Carbono Fijo (CF)

3,30 78,85 24,56

2,07 77,02 25,09

Los resultados del análisis termogravimétrico son presentados en la Figura 2.24. La estabilidad térmica de ambos tipos de madera es aproximadamente similar. Se observa que menos de 0.5 % de estas maderas es degradada a temperaturas de 200 °C. Degradación de 1 % de la biomasa inicial ocurre a 223 °C, en el caso del laurel, y a 225 °C en el caso de la madera Fernán Sánchez. Este resultado es importante porque muestra que estas especies madereras son térmicamente más estables que otros tipos de maderas, como por ejemplo, pino, especie pinus ponderosa, en la cual 0.5 % de la madera es degradada a 191°C, mientras que 1 % se degrada a 215 °C (Pelaez-Samaniego et al., 2012). Futuros trabajos relacionados con la producción de biocombustibles o compuestos de madera a partir de estos materiales, si fuera

el caso, podrían considerar esta información y expandir el estudio. En el Ecuador se han realizado otros tipos de trabajos para determinar, por ejemplo, las propiedades mecánicas de la madera Fernán Sánchez. Un estudio realizado en la Universidad Estatal de Quevedo (Crespo-Gutierrez et al., 2008) mostró que la densidad del Fernán Sánchez está en el orden de 470 kg/m3 (madera en estado seco) y que el contenido de humedad en estado verde (recién cortado) puede llegar a 87 %. El módulo de ruptura en flexión obtenido fue 562 kg/cm2 y el módulo de elasticidad en flexión fue 92.471 kg/cm2. No se han encontrado publicados estudios similares sobre laurel.

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Figura 2.24 / (a) Curvas de termogravimetría (TG) y (b) termogravimetría diferencial (DTG) de laurel y Fernán Sánchez.


En el país existen otros tipos de residuos madereros. La industria de producción de pallets, por ejemplo, usa cantidades importantes de madera de pino. Algunas plantas de producción de pallets están localizadas junto a los campos donde se produce la madera, a veces cerca de vías, pero lejos de centros urbanos o plantas que consuman calor. Por ese motivo, los residuos generados tienen menos opciones de uso. Una alternativa es la producción de compostas para abono. Otra opción es la producción de etanol (ver por ejemplo Lopez-Miranda et al., 2009), aunque es necesario realizar una actualización sobre aspectos económicos de la viabilidad de estas opciones.

2.5.5 / Residuos del cultivo e industrialización del café El café es uno de los seis agroproductos más cultivados en Ecuador y está presente en casi todas las provincias. En el país se cultivan las especies comerciales arábiga (Coffea arabica) y robusta (Coffea canephora). Los arbustos arábigos se pueden encontrar desde el nivel del mar hasta los 2.500 metros de altura (msnm), aunque producen mejor entre 1.000 y 2.000 msnm (Delgado et al., 2002). No obstante, las estadísticas del MAGAP (2011) muestran una reducción paulatina de este cultivo. De 286.745 ha en el año 2000, el área cultivada se ha reducido a 122.855 ha en el año 2011. (MAGAP, 2013),

como se observa en la Figura 2.25. Un factor que impacta en los cultivos de café parece estar relacionado con la edad de los cafetales que impiden mantener productividades importantes, por lo que son abandonados o cosechados esporádicamente. Las provincias de mayor producción de café son Manabí, Loja, Orellana, Sucumbíos, Guayas, Los Ríos y El Oro (COFENAC, 2010). Aspectos específicos relacionados con el cultivo de café (variedades, zonas de producción, etc.) se puede encontrar en COFENAC (2010). El café es un producto con generación abundante de desechos, pues menos del 10 % del peso del fruto es empleado en la preparación de la bebida. El resto del grano en peso está constituido por 43 % de pulpa (el más abundante), 11,8 % mucílago de café+azúcares solubles, 6,1 % de cascarilla, 38,9 % de grano para el tostado (INCAP, 1978). El resto está constituido por borra de café y otros subproductos. No ha sido posible encontrar estadísticas que indiquen el uso final de los subproductos del procesamiento del café en las plantas de beneficio en Ecuador. Es de particular importancia el manejo adecuado de los residuos ya que, en mayor o menor medida, constituyen contaminantes ambientales. Un ejemplo es la contaminación de agua que resulta cuando se emplean procesos húmedos para el beneficio. Por este motivo, la búsqueda y aplicación de alternativas que permitan usar los desechos con fines

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Figura2.25 / Área sembrada y producción de café a nivel nacional. Fuente: MAGAP (2013)


energéticos y no energéticos es de gran importancia para el país. Algunas alternativas de uso de los subproductos del café que se encuentran reportadas en la literatura son: a) a partir de la pulpa: alimentos para animales, biocombustibles (etanol), producción de hongos medicinales, pectinas, etc.; b) a partir de la cáscara: biocombustibles, aglomerados, abonos, furfural, etc. En Ecuador, la cáscara constituye un residuo aprovechado a veces para la generación de calor para el secado del grano. Sin embargo, no existen estadísticas del uso de este u otros residuos. La cáscara de café es normalmente muy liviana, por lo que el empleo de otros procesos como, por ejemplo, la gasificación, puede presentar limitaciones. Por este motivo, la combustión parece la mejor alternativa. La Tabla 2.17 presenta algunas propiedades de la cáscara de café. Existen varios estudios que muestran la viabilidad de producir etanol usando la pulpa de café vía fermentación (Pandey et al., 2000; Gouvea et al., 2009). Dicha propuesta presenta potencial, según Gouvea et al. (2009), quienes han estudiado esta opción en Brasil. Otros estudios muestran usos alternativos de la pulpa del café, entre ellos la producción de bebidas alco-

hólicas o refrescantes. Algunos subproductos del café pueden ser usados incluso con fines medicinales (Rathinavelu y Graziosi, 2003). El uso de la pulpa y del mucílago de café para la producción de calor presenta dificultades debido al alto contenido de humedad de estos subproductos. En ese sentido, la producción de etanol parece ser una alternativa de interés para estos materiales. El manejo ambiental de los subproductos del proceso de uso de pulpa y mucílago exige buscar opciones de uso de las vinazas. La opción más conveniente de uso de las vinazas puede ser la producción de biogás mediante digestión anaerobia. En cuanto a la cáscara de café se han estudiado otros usos, por ejemplo, para la producción de aglomerados en combinación con madera.

2.5.6 / Residuos del cultivo e industrialización del cacao De acuerdo con estadísticas del MAGAP (2013), el cacao es el producto que mayor área sembrada ocupa en el país, con 406.866 y 521.091 ha sembradas en 2005 y 2011, respectivamente (Ver Figura 2.26). Más del 80 % del cacao en el país es sembrado solo, según se desprende de

Tabla 2.17 / Composición elemental y análisis inmediato de la cáscara de café Valor

Propiedad Composición Elemental (% en base seca y libre de cenizas)


49,4 6,1 0,81 0,07

Análisis Inmediato

Cenizas (Z) Carbono fijo Humedad Materialvolátil (MV)

2,5 83,2 10,1 14,3

88 Poder Calorífico Superior (PCS) (MJ/kg) Fuente: Wilson et al. (2011)

17–18


Figura 2.26 / Área sembrada y producción de cacao a nivel nacional (Fuente: MAGAP 2013).

datos reportados por ESPAC (INEC, 2013). Cerca de 80 % del cacao producido en el país está en la región Costa. Existen dos variedades de cacao que son cultivadas en el país: la variedad nacional, que comprende aproximadamente 75% de los cultivos, la variedad CCN-51 (23 % de los cultivos), y un 2 % corresponde a otras variedades (Sánchez, 2013). Ecuador está en la lista de los siete países mayores productores de cacao (FAO, 2011). Como consecuencia de los altos volúmenes cultivados, el país dispone de importantes cantidades de desechos del cultivo y beneficiado del cacao. La Figura 2.27 muestra uno de los residuos más comunes que resulta de la cosecha de cacao, la cáscara. La cáscara del cacao constituye aproximadamente 70–75 % del peso de la fruta del cacao (Cruz et al., 2012). Usando este valor y la producción nacional de cacao en 2011 (220.000 t) es posible estimar que la cantidad de cáscara de cacao llega, teóricamente, a 880.000 t/año, en estado húmedo. Si se toma en cuenta que la humedad del material es alrededor de 80 % (Sánchez, 2013), entonces en el país existen aproximadamente 176.000 t de material seco que podría ser usado con fines energéticos o no energéticos. Sin embargo, no todo este material podría ser usado. Sánchez (2013) estima que aproximadamente 50 % de la cáscara podría ser aprovechado. Aspectos como la dificultad de transportarlo, las distancias y el grado de dispersión podrían limitar la recolección de

Figura 2.27 / Ejemplo de cáscara de cacao abandonada en el campo (Foto cortesía Ing. Johanna Sánchez)

la cáscara de cacao. No obstante, para un poder calorífico inferior aproximado de 12,5 MJ/ kg (Sánchez, 2013), el aprovechamiento de 50 % de cáscara de cacao equivale a contar con alrededor de 1.100.000 GJ/año de energía potencialmente aprovechable. El uso energético de la cáscara de cacao requiere conocer algunas propiedades físicas y químicas que pueden impactar los procesos termoquímicos. En la Tabla 2.18 se presentan algunas de estas propiedades. Se observa que el contenido de cenizas es alto si se compara con otros recursos lignocelulósicos existentes en el país. El alto contenido de cenizas es un aspecto a tener en cuenta en el diseño de plantas térmicas (específicamente calderas) para usar cáscara de cacao. Al igual que en el caso

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Tabla 2.18 / Composición elemental y análisis inmediato de la cáscara de cacao Valor

Propiedad Composición Elemental (% en base seca y libre de cenizas) (*)

Carbono (C) Hidrógeno (H) Nitrógeno (N) Oxígeno (O)

45,97 5,74 1,36 46,93

Análisis Inmediato(**

Cenizas (Z) Humedad (%)

12,3 14,1

Composición química (**)

Celulosa (%) Hemicelulosas (%) Lignina (%)

35,4 37,0 14.7

Fuente: (*) Adaptado de Sánchez (2013) y referida a la variedad nacional (**) Daud et al. (2013)

de la cáscara de arroz, la remoción de cenizas es un aspecto crítico. Otro elemento a destacar es el relativamente bajo contenido de lignina y el alto contenido de hemicelulosas cuando se compara, por ejemplo, con la madera.

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Al igual que en el caso del café y en de la mayoría de los residuos agrícolas en Ecuador, no existen estadísticas (al menos de fácil acceso) que muestren el destino o disposición final de los subproductos de la industrialización del cacao. Visitas de campo muestran que grandes volúmenes de residuos de cacao quedan dispersos entre las plantaciones (ver Figura 2.27), aspecto que propicia la propagación de problemas fitosanitarios y generación de metano (CH4) durante la biodegradación. El alto contenido de celulosa y otros compuestos carbonados hace que la biodegradación de las cáscaras sea muy lenta en condiciones naturales. Idealmente, esos residuos deberían ser removidos fuera de las plantaciones. Sin embargo, en ocasiones, las cáscaras del cacao son abandonadas en el campo con la parte cóncava hacia arriba, reteniendo agua y propiciando la multiplicación de insectos.

La generación de residuos de las plantas (hojas y ramas) es también importante, pues constituye material no aprovechado adecuadamente en los cacaotales. Una opción es el empleo para la producción de abonos naturales, aspecto que, al parecer, se practica en reducida escala en nuestro país. Otros usos no energéticos de la cáscara de cacao incluyen la producción de alimento para ganado o como abono orgánico.

2.5.7 / Residuos de la cosecha de banano Ecuador es uno de los países que más banano (Musa Paradisiaca L.) cultiva en el mundo, como se muestra en la Tabla 2.15. El cultivo de banano en 2011 fue de 200.110 ha. Si a este volumen se suman los cultivos de plátano, que en 2011 llegaron a 136.000 ha, se desprende que la generación de residuos durante el cultivo y cosecha de estos productos es abundante en el país. La Figura 2.28 muestra datos de la evolución del área sembrada de banano y plátano en nuestro país en los últimos años.


Tabla 2.19 / Producción mundial de banano en el año 2009. País

Área cultivada (ha)

India Brasil Tanzania Filipinas China Ecuador Otros

709.000 511.636 480.000 438.593 311.106 216.115 2.168.324

Total

4.834.774

Fuente: FAO (2011).

Figura 2.28 / Área sembrada y producción nacional de banano y plátano en Ecuador (MAGAP, 2013).

La cosecha de banano y plátano genera cantidades muy altas de residuos. Soffner (2001) menciona que cada hectárea de banano que se cosecha puede generar hasta 200 t/año de residuos en estado húmedo. Los autores no contamos con estadísticas en Ecuador que permitan confirmar este valor, por lo que consideramos que es una aproximación de utilidad para los cálculos que presentamos en esta sección. Para efectos de simplificar, trabajaremos solamente con banano. Si se considera que el contenido de humedad de estos residuos está en el rango de 85 a 95 % (Soffner, 2001; Yanagida et al., 2003), es posible estimar que la cantidad de residuos de la cosecha de plátano y banano juntos en Ecuador, en estado seco, podría alcanzar 2 millones de toneladas anualmente (asumiendo 95% de humedad). Estos residuos

están constituidos por hojas, pseudotallos y raquis. No se incluyen frutas de banano que esporádicamente son abandonados en el campo por problemas de calidad. No obstante, no todo este material está disponible para usarlo con fines energéticos, pues en la actualidad se usan parcialmente. Las hojas han sido empleadas, en parte, para alimento de ganado o para ayudar el sistema de transporte del mismo banano (en los cajones de los camiones). Las fibras obtenidas de las hojas han sido empleadas, por ejemplo, para producir artesanías. Por otro lado, parte de los residuos de la cosecha de banano es dejada en el campo para uso como abono, o simplemente son abandonados debido a la dificultad que presenta su recolección y transporte (esto ocurre con

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frecuencia es en la mayoría de los países productores de banano). En este caso, hojas y tallos son descompuestas por medios biológicos. Sin embargo, durante la degradación se genera metano (CH4) que, además de ser un poderoso gas de efecto invernadero, constituye energía desperdiciada. Por lo mencionado, resulta difícil estimar la cantidad real de residuos que estaría disponible para uso energético y no energético. El inventario de biomasa presentado en la Tabla 2.2 muestra que las provincias de Los Ríos y El Oro juntas contarían con alrededor de 77.114 t/año de raquis de banano en estado seco que podría ser usado con fines energéticos. Esto es, aproximadamente 0.925 millones de GJ/año (asumiendo un poder calorífico inferior de 12 MJ/ kg). Para determinar el potencial energético de los residuos lignocelulósicos de la cosecha de banano a nivel nacional se considera que al menos 50 % de esos residuos podrían recuperarse y usarse con fines energéticos y se asume que el poder calorífico inferior de los residuos de la cosecha de banano de 12 MJ/kg (igual que para los raquis). Así, el potencial energético total aprovechable de dichos materiales podría llegar a cerca de 12 millones de GJ/año.

Cualquier uso de estos materiales lignocelulósicos requiere identificar sus propiedades físicas y químicas. Por ese motivo, en la Tabla 2.20 se presentan algunos datos reportados en la literatura sobre las propiedades de las hojas y del pseudotallo del banano. Si el objetivo es expandir el análisis de usos de otras partes de la planta del banano, una fuente de consulta interesante que reporta la composición química de raquis y otras partes de la planta es Mohapatra et al. (2010). A pesar del uso limitado de estos materiales en nuestro país, en otros países se han dado pasos importantes para adecuar procesos para su uso energético y no energético. La producción de biogás parece una de las opciones con potencial (Zainol, 2012). Un estudio efectuado en Australia muestra que las hojas de la planta de banano son un recurso adecuado para biodigestión y producción de compuestos y que no existen barreras tecnológicas para la práctica de biodigestión (Clarke et al., 2008). Otro estudio, efectuado por Tock et al. (2010) en Malasia, indica que la producción de biogás es prometedora, debido a que las hojas de banano producen biogás de elevada pureza si se compara con biogás obtenido a partir de desechos humanos o animales (principalmente de cerdos).

Tabla 2.20 / Algunas propiedades físicas y químicas de hojas y pseudotallosde banano. Propiedad

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Hojas

Pseudotallo

Composición Elemental (%) (en base seca y libre de cenizas)

Carbono (C) Hidrógeno (H) Nitrógeno (N) Oxígeno (O)

44,01±0,22 6,10±0,03 1,36±0,01 38,84±0,19

36,88±0,18 5,19±0,02 0,93±0,01 43,62±0,22

Análisis Inmediato

Humedad Cenizas (Z)

11,69±0,03 7,02±0,79

9,74±1,42 8,65±0,10

Composición Química (% en peso)

Celulosa Hemicelulosa Lignina Extractivos

25.75±1,42 17.08±1,11 24.84±1,32 9.84±0,11

31.27±3,61 14.98±2,03 15.07±0,66 4.46±0,11

Fuente: Bilba et al. (2007); Abdullah et al. (2013)


La producción de pulpa y fibras para uso textil es otra alternativa que ha sido probada en India (Tock et al., 2010). En teoría, la aplicación de sistemas de biodigestión en Ecuador es posible y solamente requeriría infraestructura, pero es necesario efectuar más estudios evaluando las condiciones en las que puede resultar viable el uso de este tipo de biomasa no solo para la producción de energía, sino también como fuente de fibras y celulosa. Es importante mencionar que se han dado algunos pasos en el país buscando aprovechar los residuos del cultivo y cosecha del banano para la producción de celulosa para papel (Aguilar et al., 2007; Dávalos, 2008). Un estudio publicado por Canche-Escamilla et al. (2005) presenta algunos parámetros que permitirían usar residuos de la planta de banano para la producción de celulosa. Según dicho estudio, procesos usando NaOH (hidróxido de sodio) con diferentes valores de pH (desde 9,2 hasta 8,4) permiten rendimientos desde 38,7 y 20.9 % hasta 33,8 y 21,8 % de fibra cruda y celulosa, respectivamente, cuando se usa raquis. El procesamiento de pseudotallo en condiciones similares de procesamiento permite rendimientos de 31,6 y 19,5 % hasta 36,5 y 21,8 % de fibra y celulosa, respectivamente. Una opción de uso de las fibras de banano que presenta interés es la fabricación de materiales compuestos (Neelamana et al., 2013; Zaman et al., 2013). Neelamana et al. (2013) han realizado estudios del efecto del pretratamiento por explosión por vapor de fibras de banano. Dichos autores muestran que los paneles obtenidos mediante este proceso presentan mejores propiedades mecánicas que paneles sin el tratamiento de las fibras. Los residuos de la fruta abandonados en el campo (conocidos como rechazo) pueden ser usados a futuro para la producción de etanol (Hammond et al., 1996; Afanador, 2005; Aurorea y Fahrasmaneb, 2009; Velásquez et al., 2010; Velásquez-Arredondo et al., 2010). En la actua-

lidad su uso es frecuente como ración animal, para lo cual esos materiales tienen que viajar grandes distancias. No existen estadísticas de la cantidad de material remanente en el campo, por lo que se requiere estudios para determinar la viabilidad de producir etanol. El raquis de banano ha sido frecuentemente propuesta para producir pulpa y papel (Blanco, 2000; Turrado et al., 2009; Zuluaga et al., 2009), etanol (Guarnizo y Martínez, 2011) o paneles aglomerados (Garcia et al., 2009). Los lixiviados del raquis han sido estudiados para combatir plagas que afectan las plantas de banano (Ortiz y Jimenez, 2009; Mogollón y Castaño, 2010). Una publicación reciente (Saraiva et al., 2012) muestra una revisión bibliográfica de opciones de uso de las fibras de la biomasa de banano que puede ser útil como material de consulta.

2.5.8 / Otros materiales lignocelulósicos agrícolas y no agrícolas 2.5.8.1 / Residuos de la agroindustria del maíz y otros productos agrícolas Ecuador cultiva alrededor de 260.000 hectáreas de maíz duro, alrededor de 60.000 hectáreas de maíz choclo y aproximadamente 815.00 hectáreas de maíz suave seco, de acuerdo con estadísticas del MAGAP (2013). Según datos del III Censo Agropecuario (MAGAP, 2002), las provincias que mayor área cultivada con maíz duro poseen son Los Ríos, Manabí, Guayas y Loja, mientras que el maíz suave se produce principalmente en Loja, Chimborazo, Pichincha, Bolívar y Cotopaxi. La Figura 2.29 muestra que el cultivo de maíz duro a nivel nacional presenta un importante incremento en los últimos años. Como consecuencia, se puede prever que las cantidades de residuos de su cosecha e industrialización incrementen y se requieran opciones de uso ya sea energético o no energético. En esta sección son analizados únicamente los residuos derivados del cultivo de maíz duro, que es el que presenta mayor potencial de apro-

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Figura 2.29 / Área sembrada y producción de maíz duro seco. (MAGAP, 2013).

vechamiento debido a que se encuentra más concentrado en provincias de la Costa. Similar análisis ha sido efectuado, al parecer, por la CIE (2009) para levantar el inventario de este tipo de biomasa. Según datos de la Tabla 2.2, la provincia de Los Ríos contaría con más de 67.000 t/año de tusa en estado seco. A pesar de que existen también importantes siembras de maíz choclo, el uso de los residuos (por ejemplo hojas), especialmente en la región Sierra es para uso como alimento de ganado, ya sea en estado verde o seco, mientras que parte de la planta (tallos) se deja en los campos como abono. En la Costa las plantas de maíz, luego de la cosecha, son también dejadas en los suelos para fertilización y, esporádicamente, son quemadas. La inclusión de estos materiales en futuros inventarios de biomasa requiere un análisis más profundo considerando estos usos y los beneficios o inconvenientes de estas prácticas.

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El uso actual de algunos desechos como la tusa no está documentado (o al menos no existe acceso a información sobre el tema) y parte de estos materiales son quemados o arrojados en el campo. La degradación de la tusa (o zuro de maíz) es dispuesta en el campo es más rápido que en el caso de la cascarilla del arroz o de la cáscara del cacao. No obstante, la generación de metano no es evitada y, de alguna manera, constituye energía desperdiciada. El potencial de uso de los residuos de maíz en la costa ecuatoriana es muy diverso. Algunos

usos pueden tener mejor viabilidad que otros debido, principalmente, a factores económicos. En Estados Unidos, por ejemplo (igual que en Europa y algunos países asiáticos), varias instituciones han propuesto usar esos residuos (corn stover) para la producción de etanol. El proceso es conocido y consta de etapas bien definidas: preparación del material (reducción del tamaño de partícula) hidrólisis (sacarificación de la celulosa), fermentación y destilación. El rendimiento de los residuos de maíz para producir etanol es entre 104 a 105 galones por tonelada de biomasa. Una opción que parece promisoria es la elaboración de carbón vegetal usando residuos como la tusa. Otra opción es la elaboración de furfural. La torrefacción de la tusa, por otro lado, podría ayudar en su densificación energética para ser transportada a centros de consumo en mayor escala luego de la producción de pellets o briquetas, o directamente sin compactar. El proceso puede ser muy simple, pues la tusa se somete a torrefacción y se tritura usando trituradores de martillo, para luego producir briquetas con ayuda de ligantes adecuados. Plantas térmicas similares a las que se han propuesto para el uso de la cascarilla de arroz podrían ser adecuadas al uso de estos materiales. Opciones que se podrían considerar para dar uso a las fibras y tusas de maíz son también la producción de aglomerados, la producción de fertilizantes (abonos), furfural, etc., mediante


el empleo de pirólisis rápida. La viabilidad de estas propuestas va a depender de varios factores: demanda de productos, disponibilidad y manejo de tecnologías apropiadas, disponibilidad de capital, infraestructura, entre otros.

sembrada. Algunos de estos residuos son parcialmente usados para alimento de ganado o como abonos en los cultivos, por lo que el análisis de estos presenta dificultades y requiere ser profundizado.

Otros residuos agrícolas

2.5.8.2 / Hierba elefante

Además de los residuos de la cosecha e industrialización del maíz, la lista puede ser incrementada si se incluyen residuos/subproductos de la cosecha e industrialización de la soya, el trigo, el fréjol, la yuca, el palmito, la piña, las semillas de mango, los residuos de naranja, etc. Sin embargo, el posible uso de estos residuos requiere más estudios que permitan identificar las dificultades de recolección y transporte, así como las cantidades que podrían estar disponibles para uso con fines energéticos. Es posible, por otro lado, que parte de estos recursos no sea factible usarlos porque en la actualidad sirven como abonos o como alimento animal, aspecto que debe ser mantenido.

La hierba elefante, conocida en Brasil como capim elefante, es una fuente de biomasa con mucho potencial en Ecuador debido a las condiciones climáticas del país y porque en la actualidad existen varias zonas con cultivos de este tipo de planta. Esta hierba se caracteriza por un rápido crecimiento (Urquiaga et al., 2006), y por su alta productividad, resultante de su elevada eficiencia fotosintética.

La Figura 2.30 muestra las tendencias en la siembra y producción de algunos de los citados productos que, potencialmente, podrían contribuir con fuentes de biomasa para uso energético. Lamentablemente no se cuentan con estadísticas de rendimientos de residuos por tonelada de producto cultivado o por hectárea

Existen diferentes variedades de hierba elefante, la mayoría de las cuales puede alcanzar 3 m de altura en tiempos cortos (menos de 6 meses) y algunas variedades pueden llegar a rendir 40 t ha-1 año-1, que resulta muy superior a las 15 t ha-1 año-1 que permite obtener, por ejemplo, el eucalipto (Rocha et al., 2006). La hierba elefante puede crecer hasta los 2200 msnm en terrenos de diferentes topografías, excepto terrenos inundados o con alta salinidad. Como desventaja, puede demandar importantes cantidades de agua.

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Figura 2.30 / Área sembrada y producción de trigo, soya y fréjol a nivel nacional (MAGAP, 2013).


El cultivo de hierba elefante en Ecuador, al igual que en otros países, es para uso como forraje para ganado. Sin embargo, su alta productividad ha despertado interés como fuente de biomasa para producir carbón vegetal (Rocha et al., 2006). El uso potencial de la hierba elefante para la producción de energía o para uso combustible en Ecuador requiere estudios que permitan identificar de mejor manera las zonas de cultivo o las zonas con potencial para siembra, los métodos de cosecha que se podrían efectuar, etc., aspectos que repercutirán en las propuestas tecnológicas para su aprovechamiento. El tema está en una etapa incipiente en el país y requiere expandir estudios relacionados con la plantación y uso de esta especie.

2.5.8.3 / Bambú El bambú es una gramínea que puede alcanzar 30 m de altura o más, con períodos de floración en el orden de las decenas de años. Existen alrededor de 1200 variedades y 50 géneros de bambú en el mundo (Zhang et al., 2004). El país que más produce y exporta bambú y derivados es China. El bambú angustifolis, mejor conocido en el Ecuador como caña guadúa, nombre con el que los antiguos indígenas se referían a esta planta (Ortega et al., 2005), constituye un material con potencial para convertirse en una fuente significativa de biomasa en el futuro del país. La mayor parte de la producción de la especie angustifolis se concentra en Ecuador y Colombia. Su rápido crecimiento (el bambú está listo para ser cortado en 4 a 5 años) y su alto rendimiento (hasta 40 t/ha) hacen del bambú una planta excelente para fijar carbono.

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La producción de bambú es importante en el país. En el 2010, Ecuador exportó 26.628 t de bambú en estado de materia prima (BCE, 2011). Pero la balanza comercial es desfavorable debido a la importación de productos derivados (artesanías, artículos de decoración, muebles,

etc.). Las provincias de Esmeraldas, Los Ríos, Manabí y Guayas, así como algunas regiones orientales, ofrecen condiciones adecuadas para el crecimiento de esta planta, ya sea de forma espontánea o cultivada. El requisito a tener en cuenta es la necesidad de agua con adecuado drenaje, lo que explica por qué esta planta normalmente crece cerca de fuentes de agua como ríos y regiones pantanales. Un interesante reportaje sobre el potencial del bambú en nuestro país ha sido publicado en El Comercio (http://especiales.elcomercio.com/ planeta-ideas/planeta/12-de-julio-de-2014/ ecuador-forestar-bambu-rentable-ecologico. Acceso en diferentes fechas), mostrando aspectos de interés sobre el cultivo y el uso del bambú en las condiciones del país. El potencial de uso del bambú no se limita al uso energético. La constitución particular del bambú, que consta de fibras de alta resistencia, permiten obtener a partir del tallo de esta planta diversos productos como aglomerados, paneles, laminados, papel, etc. El bambú es capaz de sustituir a algunos plásticos, al concreto, e incluso al acero en diferentes usos. Su relación resistencia/peso es superior a la mayoría de las especies de madera, mientras que su capacidad de absorber energía lo vuelve muy flexible y tenaz, aspecto que ha sido considerado positivo para aplicaciones constructivas. Torres et al. (2007) presentan un artículo relacionado con el comportamiento mecánico del bambú, que puede resultar de interés para aquellos involucrados en la cadena de producción y uso de este material. Dentro de los empleos de la caña guadúa en Ecuador se destacan, entre otros, la construcción de viviendas desde hace miles de años, principalmente en zonas rurales de la costa y en algunas zonas suburbanas, así como también para la estabilización de las plantas de banano, la construcción de galpones en fincas y haciendas y la fabricación de muebles y artesanías. Sobre este último uso es importante mencionar la necesidad de dar mayor valor


agregado a los productos de bambú, ya que algunos productos elaborados en la actualidad carecen de estilización adecuada para ingresar en mercados externos (ver algunas fotografías, por ejemplo, en Ortega, Patiño y Salvador (2005)). Esto ha hecho que el país sea un exportador neto de materia prima y no de productos con valor agregado, como lo observa muy adecuadamente Van der Lugt (2005). China es un ejemplo de gestión en la producción y empleo del bambú. Ese país ha sustituido los métodos tradicionales de procesamiento por tecnología moderna para producir una diversidad impresionante de productos. Uno de esos productos es el carbón vegetal. El carbón vegetal de bambú constituye un material con propiedades especiales, como la presencia de micro-poros y excelente absorción, que lo convierten en un material adecuado para la purificación de agua (Zhang et al., 2004). Los mayores mercados consumidores de carbón de bambú son Japón, Corea del Sur y Taiwán, aunque el mercado de este producto se está extendiendo también a Europa y Norteamérica (Zhang et al., 2004). La composición química del bambú varía en dependencia de la especie. Un estudio de Fengel y Shao (1984) muestra que el tallo de bambú de la especie Phyllostachys makinoi contiene 2,6 % de extractivos, 45,3 % de alfa-celulosa, 24,3 % de polyoses (hemicelulosas) y 25,5 % de lignina. La edad de la planta parece no afectar el contenido de celulosa (Li, 2004). El mismo autor muestra que el contenido de ceniza del bambú especie phyllostachys pubescens es alrededor de 1,8 % y los extractivos pueden alcanzar aproximadamente 6 %. El contenido de celulosa alcanza aproximadamente 47 % y la lignina alcanza 23,9 % (Li et al., 2007).

2.5.8.4 / Lechuguín o Jacinto de agua Las represas de las centrales hidroeléctricas constituyen sitios donde con frecuencia se

requiere remover los lechuguines (Eichhornia-Crassipes) (conocidos también como Jacinto de agua o buchón de agua) que crecen en las superficies de agua. Su rápido crecimiento causa problemas como la reducción de peces, obstrucción de rutas de navegación, reducción de la capacidad de oxigenación del agua, o impacta negativamente la estética de las zonas donde crece. En Ecuador, los ejemplos más conocidos de alta presencia de lechuguines es lo que ocurre en las represas Daule-Peripa y Amaluza, esta última de la hidroeléctrica Hidropaute. Cualquier uso energético o no energético de este material debe tener en cuenta que sus propiedades son diferentes de las que se observan en otros recursos lignocelulósicos. El mayor problema es el alto contenido de humedad que posee luego de retirado de los sitios de crecimiento. La humedad, que puede llegar hasta 95 % (Tabla 2.21), afecta el transporte y uso de este material. El contenido energético de la planta, además, es muy bajo, incluso si el contenido de agua es reducido a 10 %: 1,3 GJ/m3, que es muy inferior que el contenido en, por ejemplo la leña (9,8 GJ/m3) (Gunnarson and Pettersen, 2007). Este problema está asociado con la baja densidad del lechuguín luego de ser secado. El uso del lechuguín en procesos de combustión o producción de carbón vegetal está limitado por el alto contenido de humedad de la planta y su baja densidad. El segundo elemento que limita combustión o pirólisis es el alto contenido de cenizas, que puede llegar a 36–40 % en material secado al sol (Gunnarson and Pettersen, 2007). Un elemento que podría ser considerado para el secado es el uso de energía solar. Sin embargo, se requieren estudios que identifiquen el potencial de este método de secado en las condiciones específicas del lugar donde la planta es generada. Una alternativa adicional de empleo del lechuguín es la producción de carbón vegetal para uso como fertilizante de suelos. Masto et al. (2013) han explorado esta opción y mos-

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trado que la carbonización de lechugín en el rango 300–350 °C durante 30 a 40 minutos puede proveer de carbón adecuado para uso en suelos. Estos autores reportan que importantes mejoras en la calidad del suelo son obtenidas si se adiciona 20 g de carbón a cada kilogramo de suelo. Estas mejoras han sido reflejadas en incrementos de producción de, por ejemplo, maíz. Sin embargo, como se mencionó anteriormente, futuros estudios deben considerar el problema del alto contenido de humedad. Este problema podría ser superado si para el aprovechamiento energético del jacinto de agua se adoptan procesos termoquímicos en los cuales no es necesario secar el material, como es el caso de la licuefacción o la gasificación hidrotérmica (Basu, 2010). La Tabla 2.21 muestra algunas características del lechuguín y en la Figura 2.31 se muestra una foto de esta planta. El contenido de hemicelulosa, celulosa y lignina pueden variar ligeramente como resultado principalmente del origen de la planta. Abdelhamid y Gabr (1991) reportan: 33,4 %, 19,5 % y 9,27 % para hemicelulosa, celulosa y lignina, respectivamente. En nuestro país se han efectuado algunos estudios de tipo académico respecto a las posibilidades de uso del jacinto de agua (Castillo, 2011; Torres, 2009; López, 2012). Castillo (2011) realizó un análisis del potencial energético del lechuguín retenido en la represa Amaluza-Hi-

dropaute y mostró que este material permitiría generar hasta 6 litros de biogás por kg de biomasa húmeda, lo que podría proveer de energía superior a la requerida en el campamento de la empresa. El estudio de López (2012) mostró la viabilidad parcial de producir abonos y biogás mediante biodigestión de lechuguín. La degradación de la materia orgánica resultó baja (hasta 22%). Uno de los posibles elementos que han sido identificados por López (2012) que afectan este resultado es la relativamente baja temperatura del lugar donde se localizaron los biodigestores (entre 15 y 17 °C). No obstante, el contenido de humedad es sin duda un elemento que también repercute negativamente en el proceso. La producción de biogás a partir de Jacinto de agua ha sido explorada en otros estudios que sugieren la posible mezcla de lechuguín con residuos (estiércol) ganaderos (Gunnarson and Pettersen, 2007). Esta opción requiere más investigación en las condiciones de nuestro país. Si bien el contenido de celulosa no es alto comparado con la madera (en la cual llega a aproximadamente 40%), el lechuguín ha sido sugerido para ser usado como materia prima en la producción de papel, para composting o para la producción de alimentos para ganado, especialmente porcino (Malik, 2007) y rumiantes (Abdelhamid y Gabr, 1991). El alto contenido de hemicelulosa del lechuguín (entre 30 y 55 %) ha motivado su estudio para la producción

Tabla2.21 / Propiedades del lechuguín o jacinto de agua (Nigam, 2002)

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Total sólidos (% en peso) Humedad (%) Volatiles (% del total de sólidos)

5,0–7,6 92,8–95,0 4,2–6,1 (80,0–82,0)

Componentes orgánicos (% del total de sólidos) Hemicelulosa Cellulosa(*) Lignina

48,70±0,027 18,20±0,012 3,50±0,004


2.5.9 / Otras fuentes de biomasa y biocombustibles 2.5.9.1 / Materiales de rellenos sanitarios

Figura 2.31 / Lechuguín o Jacinto de agua ( Fuente: http://www.invasive.org/weedcd/species/3020.htm)

de etanol mediante procesos de prehidrólisis + hidrólisis + fermentación + destilación (Malik, 2007). Sin embargo, estudios relacionados con hidrólisis enzimática han mostrado dificultades en el proceso. El uso de extracción con vapor o extracción con agua caliente podrían ser convenientes (es conocido que estos procesos permiten una relativa separación de lignina y permiten mejor acceso a las fibras de la biomasa lignocellulosica para extraer lignina) como etapas de pretratamiento de este material. Thomas y Eden (1990) concluyeron en su estudio que la producción de etanol vía hidrólisis enzimática no es económicamente atractivo y podría ser una alternativa únicamente donde hay necesidad evidente de etanol y no hay otra fuente de material prima. A pesar de los efectos negativos que genera el lechuguín, su crecimiento puede tener algunos elementos positivos. Por ejemplo, se ha sido visto que puede ser empleado para el tratamiento de aguas residuales, como en el caso del proceso de tinturado de flores en Colombia (Vásquez, 2004) ya que esta planta actúa como filtro biológico para la remoción de metales pesados, contaminantes, sólidos suspendidos totales y disminución del color. La absorción de nitrógeno y fósforo ha sido vista también como un elemento positivo del crecimiento de estas plantas, lo que permitiría su uso como filtros biológicos.

Los rellenos sanitarios son una fuente con alto potencial para obtener metano (Christensen et al., 1996). Dichos rellenos han empezado a generar interés como fuentes de energía en nuestro país, aspecto que es positivo y merece divulgación adecuada. Zambiza (Quito), Las Iguanas (Guayaquil) y Pichacay (Cuenca) son rellenos sanitarios donde las respectivas autoridades municipales han puesto interés para usarlos como fuentes de energía. Por ejemplo, la Empresa Pública Municipal de Aseo de Cuenca, EMAC EP, es responsable de la planificación y ejecución del Proyecto de Biogás en el Relleno Sanitario de “Pichacay”. El proyecto persigue captar y combustionar el gas metano que se genera durante la descomposición de los desechos sólidos que son recolectados en la ciudad de Cuenca. Con el metano se busca producir alrededor de 1.6 MWh de energía eléctrica. Este proyecto no solo genera grandes expectativas en el país por ser el primero de este tipo, sino también porque además de abastecer de energía eléctrica, contribuirá a la reducción de emisiones de metano a la atmósfera. Se espera que este proyecto entre en operación a finales de 2015.

2.5.9.2 / Piñón, algas y otros residuos agrícolas Antes de terminar esta sección es importante mencionar muy brevemente la disponibilidad de otras fuentes de energía presentes en el país. Hofmann (2008) menciona que, además de la palma aceitera y la soya, el algodón, el piñón y la higuerilla son cultivos con potencial para la producción de biocombustibles. Los rendimientos de los cultivos de algunas de estas y otras plantas para la producción de biodiesel pueden ser encontrados, por ejemplo, en Tickel (2000). Una excelente fuente de consulta sobre tecnologías de producción de biodiesel a partir de acei-

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tes de plantas es Uriarte (2010). Tickel (2000), por otro lado, presenta información valiosa sobre fuentes de materia prima para la producción de biodiesel. La producción de biodiesel a partir de algas es descrita por Chisti (2007) y Shalaby (2011). La tecnología de producción de biodiesel, así como propiedades del mismo, puede ser también consultada en Knothe et al. (2010). Algunas plantas mencionadas por Hofmann (2008) han recibido atención en Ecuador, como es el caso del piñón (Jatropha curcas), que se puede encontrar principalmente en Manabí. De acuerdo con datos del proyecto “Energías renovables para Galápagos”, “la demanda de aceite de piñón (para generación termoeléctrica) en las Islas puede ser suministrada con la cantidad actual existente de cerca viva disponible en la provincia de Manabí. Razón por la cual no se debería fomentar ni incentivar un programa de siembra para satisfacer la demanda de las Islas Galápagos” (http://www.ergal.org/cms. php?c=1272. Acceso en Septiembre 26 de 2013). Sin embargo, un estudio de Padilla et al. (2011) en Chiapas, México, muestra que el cultivo de la jatropha es como cualquier otro cultivo, que requiere de agua, fertilizantes, etc., para proveer de un buen rendimiento. Para estos autores, “la

producción de biodiesel (a partir de jatropha) no será exitosa a menos que se le respalde con investigación, asesoría y financiamiento adecuados.” Algunas propiedades de las semillas de piñón son presentadas en la Tabla 2.22. Otras plantas que son mencionadas como candidatas para la producción de biocombustibles líquidos son el girasol, la chía (Salvia hispanica) y la higuerilla o ricino (Ricinus communis), que son analizadas en el libro “Cultivos energéticos alternativos” de Recalde y Duran (2009). Dicho libro constituye una importante fuente de consulta para los interesados en materias primas para producir biodiesel. Finalmente, las algas (tanto microalgas como macroalgas) constituyen materiales que son estudiados como potencial materia prima para la producción de combustibles líquidos. Los altos contenidos de lípidos en las algas favorecen la idea de producir dichos combustibles. Países como Ecuador podrían ser favorecidos por la alta radiación solar para cultivar algas. Una fuente de consulta sobre el uso de algas para la producción de biodiesel es Shalaby (2011).

Tabla 2.22 / Algunas propiedades de las semillas de piñón. Propiedad

Unidad

Valor

Composición Elemental (*)


% % % %

56,6 7,5 3,16 0,12

Análisis Inmediato

Cenizas (Z) Humedad Material volátil (MV)

% % %

5,0 6,6 80,3

MJ/kg

21,9

100 Poder Calorífico Superior (PCS) Fuente: Wilson et al. (2011)


2.5.10 / Experiencia ecuatoriana en el uso de biogás y biodigestores 2.5.10.1 / Primeras experiencias en la producción de biogás en Ecuador Ecuador incursionó en la tecnología del biogás en el año de 1974, apoyado por la Organización Latinoamericana de Energía–OLADE y el Cuerpo de Paz de los EE.UU. (Marchaim, 1992). En el año 1979 se creó el Instituto Nacional de Energía–INE, que en el año de 1980 incursionó en un programa nacional de capacitación y difusión sobre la tecnología de biodigestores (Marchaim, 1992). La fase inicial del programa contó con la colaboración del Cuerpo de Paz, construyéndose 13 biodigestores del tipo Hindú. Posteriormente el INE construyó dos digestores por su cuenta e inició entrenamiento de personal en varias zonas rurales del país con la colaboración de otras instituciones ecuatorianas (Maestas, Jones, Samuels Jr., & Younger, 1986). Asimismo, dentro del programa sobre biodigestores, se elaboró material relacionado al diseño y construcción de biodigestores del tipo Hindú, con capacidad desde 8 hasta 51 m3 y con una producción de biogás diaria desde 3 a 20 m3, respectivamente (Acuña, 1984). El programa sobre biodigestores encabezado por el INE tuvo en la Escuela Superior Politécnica del Litoral–ESPOL un aliado sumamente importante, con quien inició investigaciones tanto en las provincias de Guayas, Manabí y Chimborazo. El INE construyó un biodigestor en Manabí (Rancho Ronald), el cual producía biogás para el funcionamiento de un electrogenerador de 2 kW. Mientras tanto, en 1982, investigadores de ESPOL diseñaron, construyeron y realizaron el seguimiento de un biodigestor ubicado en La Moya (Chimborazo) que en un principio produjo un volumen diario de 1.5 m3 de biogás. Este biodigestor tuvo problemas en su producción debido a la temperatura de la zona, por lo que se acopló un sistema solar de calentamiento de agua que permitió mejorar el rendimiento del sistema hasta en un 50%,

dependiendo de la radiación solar (González Chong, Chao Tung-San, Zavala Ortíz, & Duque Rivera, 1987). Para 1988, Ecuador contaba con alrededor de 65 biodigestores, la mayoría del tipo Hindú, pero solamente 35 % en funcionamiento (Marchaim, 1992). El mayor problema encontrado fue el financiamiento para continuar con el mantenimiento de los biodigestores instalados. La década de los 90 fue una ‘década perdida’ para los biodigestores, tanto en Ecuador, como en el resto de la región, debido principalmente a que no se lograron cumplir las expectativas generadas con los proyectos de la década anterior.

2.5.10.2 / Incursión en el uso de biodigestores tubulares Es en 2002 que se tiene noticia de la instalación de los primeros biodigestores tubulares familiares en el valle de Intag (Imbabura) por parte de la Asociación de Campesinos Agroecológicos de Intag (ACAI), que en la actualidad se siguen instalando, habiendo acumulado más de 80 sistemas. Estos sistemas están basados en el llamado modelo CIPAV (Botero & Preston, 1987), desarrollado en 1987 en Colombia por el Centro para la Investigación en Sistemas Sostenibles de Producción Agropecuaria–CIPAV, del cual toma el nombre. Estos biodigestores están semienterrados tomando, cuando están en funcionamiento, una forma característica de salchicha, como es conocido el modelo en algunos lugares. Para el reactor se utiliza plástico de invernadero (polietileno de baja densidad y filtro UV de espesores en torno a 0,15-0,2 mm) en forma tubular, que se amarra a dos tuberías de cemento colocadas horizontalmente a la entrada y salida. Estas tuberías conectan, en ambos extremos del biodigestor, con cámaras construidas en ladrillo o prefabricadas en cemento. De esta manera se consigue un sifón que impide que el biogás generado en el biodigestor escape por la entrada o por la salida. Estos biodigestores entran en el concepto de low-cost digesters (digestores de bajo costo)

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Figura 2.32 / (Izquierda) Biodigestor tubular modelo CIPAV funcionando por más de cuatro años en Turi (Azuay) instalado como parte de la transferencia tecnológica del Valle de Intag. (Derecha) Biodigestor modelo Botero&Preston funcionando por 3 años en Las Lajas (El Oro).

junto con los biodigestores de domo fijo y cúpula flotante, ya que no requieren de sistemas activos de calefacción ni agitación. En la Figura 2.32 se observan modelos de biodigestores tubular modelo CIPAV en funcionamiento en diferentes partes del país.

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Los biodigestores instalados en INTAG tienen de 8 a 10 m de largo, y utilizan plástico de 4 m de circunferencia, obteniendo un volumen total de 7,5 a 9,57 m3, siendo 6 a 7,5 m3 correspondientes la fase líquida. Todos estos biodigestores están vinculados a corrales de cerdos con piso de cemento, con 4 a 15 animales, número que varía a lo largo del año. En todos los casos hay un fuerte aprovechamiento del abono orgánico o biol para los cultivos familiares y del biogas generado para cocinar. En 2012, la ACAI, a través de la Coordinadora Ecuatoriana de Agroecología (CEA) instaló 12 sistemas similares en la Provincia de Azuay, y seis más en Loja, difundiendo la tecnología al sur del país. A partir de la experiencia de Intag, también se ha instalado una docena de estos sistemas en Cayambe, Pichincha, y Napo, siempre bajo el mismo diseño que considera un tiempo de retención en torno a los 40-55 días. En la provincia de Carchi, desde 2009, también se han instalado una decena de biodigestores tubulares en un proceso autónomo. Igualmente, de forma independiente, en la provincia de El Oro, también hay implementación de biodigestores

tubulares, en este caso basados en el diseño original de esta tecnología desarrollada por Botero y Preston, y a partir del cual se desarrollaría en los posteriores años el modelo CIPAV ya comentado. La diferencia de estos modelos estriba en la entrada y salida del biodigestor tubular, ya que en el diseño original de Botero y Preston, éstas se hacían con baldes sin fondo apilados inclinados (logrando hacer un sifón igualmente) sin necesidad de cámaras rígidas a la entrada y salida. En los casos de provincia de El Oro, los biodigestores alcanzan mayor tamaño, hasta los 13 m3 de volumen líquido (en este caso para tratar las aguas de lavado de un corral de más de 50 cerdos), considerando además que el tiempo de retención en estos casos baja a 25-30 días, debido a que están ubicados en una zona más cálida que los biodigestores comentados anteriormente (Martí-Herrero, 2013). En la actualidad se siguen instalando biodigestor tubulares de mayor variedad de tamaños, con diseños actualizados a los modelos desarrollados en Bolivia (Martí-Herrero, et al., 2014) e incluso cambiando el polietileno tubular por geomembrana de PVC. De este modo ya se están instalando sistemas de biodigestores tubulares en serie que permiten modular la tecnología para tratar residuos de granjas porcícolas medianas (aproximadamente 200 animales).


En 2014, en Cayambe, se instaló un sistema de 6 biodigestores tubulares en serie, de 22 m3 cada uno, sumando un total de 84 m3, mientras que en 2015 en Los Bancos (Pichincha) se ha instalado otro sistema de tres biodigestores en serie, de 30 m3 cada uno, logrando los 90 m3. En estos casos el primer objetivo es cumplir con la normativa ambiental de tratamiento del estiércol, y después, el aprovechamiento energético del biogás producido. Estas granjas de engorde de ganado no suelen producir el alimento de sus animales, ya que se abastecen de alimentos balanceados, y por tanto no suele haber interés en el aprovechamiento del biol. Esta es una gran diferencia con los biodigestores familiares, normalmente vinculados a producciones más diversificadas que combinan producción de alimento y un pequeño número de animales, y por tanto el biol, el biogás, y el tratamiento de los residuos tiene un sentido completo e integral. El potencial de los biodigestores tubulares en polietileno o geomembrana es alto en el país, pues dan respuesta tecnología accesible para

el aprovechamiento energético y agrícola del tratamiento de los residuos agropecuarios de pequeños y medianos productores. En Esmeraldas se está desarrollando en la actualidad un proyecto de implementación de 10 biodigestores tubulares familiares de geomembrana, basado en la experiencia de Intag.

2.5.10.3 / Biodigestores de laguna cubierta Para grandes productores de residuos orgánicos, la tecnología más accesible y adaptable a las infraestructuras existentes de tratamiento de residuos, es la laguna cubierta. Las lagunas cubiertas entran también dentro del concepto de low cost digesters por la ausencia de sistemas activos de calefacción o agitación. La empresa Productora Nacional de Alimentos C.A.–PRONACA es un ejemplo del aprovechamiento de biodigestores de laguna cubierta para la producción de biogás y biol. PRONACA cuenta con 6 biodigestores de laguna cubierta localizados en la provincia de Santo Domingo Ver gráfico a color / pag. 414

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Figura 2.33 / Biodigestor de laguna cubierta de la empresa PRONACA (~65m x 65m x 7m; Fuente: IICA).


de los Tsáchilas. En la Figura 2.33 se presenta un biodigestor perteneciente a PRONACA con un volumen de 11.000 m3 (el más grande del país), el cual recibe 250 m3 diarios de agua de desechos de aproximadamente 8.000 cerdos. Debido a que el precio de la energía eléctrica tiene un valor menor al que se requiere para invertir en una planta propia, PRONACA quema el biogás generado de este biodigestor (1.000 m3/ día, equivalente a instalar un generador de 75 kW). El biol es el único producto que esta empresa emplea para el riego de sus plantaciones.

2.5.10.4 / Nuevas tendencias en el uso de biodigestores

Biodigestores tecnificados

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Biodigestores tecnificados, que incorporan dispositivos de calefacción o agitación o fases de pre tratamiento, también han sido implementados en Ecuador. En 2007 se instaló un biodigestor de laguna cubierta de 1300 m3 de volumen líquido en provincia Cotopaxi, alimentado principalmente por estiércol de vaca en la hacienda de la empresa AGROGANA y diseñado por la empresa Aqualimpia. El sistema tiene un tanque de mezcla mecanizado que sirve de pre tratamiento al sustrato que ingresa al biodigestor. Cuenta con agitación mecánica en el interior del biodigestor mediante palas en eje horizontal y un intercambiador de calor alimentado por biogás para calefactor el lodo. El sistema tiene 43 días de tiempo de retención, y produce unos 30 m3 de biol al día, que es la razón de existencia del sistema. La aplicación de biol en la hacienda ha permitido aumentar rendimientos en el pasto del 20 al 25 %, y reducir un 30 % el uso de agroquímicos en el cultivo de rosa. El biogás no se aprovecha en la actualidad, y estudios realizados para la generación de electricidad muestran que no es factible debido a los precios de venta de energía establecidos en la normativa vigente (Aqualimpia Engineering, 2006).

La empresa Latinoamericana de Jugos S.A. “La Jugosa”, ubicada en Sangolquí (Pichincha) tiene un biodigestor desde 2013 que trata de 100 a 1000 kg de residuos de frutas, produciendo de 5 a 50 m3 de biogás por día. Se trata de un biodigestor híbrido de flujo ascendente, lecho fijo y recirculación, construido en acero inoxidable y aislamiento de 25 m3, diseñado por la Universidad San Francisco de Quito. Cuenta con pre-tratamiento del sustrato (trituración y filtrado) y de sistemas automatizados de control de la temperatura (a 35 ºC), pH y carga. El biogás se aprovecha en procesos térmicos de la empresa y el biol es utilizado por los productores de frutas que abastecen a la empresa (Araujo, 2014). Se han instalado, además, biodigestores en varios camales, encontrando casos de éxito (Agropesa y Tulcán) y otros con menos éxito (Chunchi, Joya de los Sachas, Catamayo, Quito), mientras que en la actualidad hay dos diseñados y pendientes de construcción (Jipijapa y Santa Elena). Estos biodigestores han usado tecnologías muy variadas, con relativamente alto nivel de tecnificación, pero no se cuenta aún con resultados de su operación.

Nuevos proyectos Los biodigestores están entrando en la agenda del país, desde el ámbito del Estado, la investigación y desarrollo y el surgimiento de proveedores de tecnologías de digestión anaerobia. Hay cuatro Ministerios del Gobierno involucrados en biodigestores, cada uno con un enfoque complementario a los otros, que desde 2015, están empezando a coordinar sus acciones: El Ministerio de Electricidad y Energía Renovable–MEER está realizando la difusión de la tecnología en el sector agropecuario y apoyando además la implementación de biodigestores demostrativos. El Ministerio de Industrias y Productividad–MIPRO ha apoyado con la asistencia técnica para implementación digestores en camales. El Ministerio de Agricultura y Ganadería–MAGAP está produciendo bioles como bio-insumos que desplace fertilizantes agroquímicos. El Ministerio del Ambiente–


MAE, a su vez, está apoyando la asistencia técnica a pequeños y medianos porcicultores para el diseño e implementación de biodigestores. Desde la I+D hay seis universidades con actividad en biodigestores, al menos a nivel de elaboración de tesis de pregrado como son: la Universidad de Cuenca (Azuay), la Universidad Laica Vicente Rocafuerte–ULVR (Guayas), la Escuela Superior Politécnica de Chimborazo–ESPOCH (Chimborazo), la Escuela Superior Politécnica del Litoral–ESPOL (Guayas), la Universidad Técnica del Norte–UTN (Imbabura) y la Universidad San Francisco de Quito–USFQ (Pichincha), encontrando en estas dos últimas proyectos de diseño e implementación de biodigestores. El Instituto Nacional de Eficiencia Energética y Energías Renovables–INER, adscrito al MEER, también está desarrollando actividades de I+D, monitoreando media decena de biodigestores tubulares existentes, desarrollando, implementado y monitoreando sistemas adaptados al frío (a partir de la experiencias de Bolivia), sistemas dry digestion bajo el concepto low-cost digesters, y apoyando en la asistencia técnica al MEER, MIPRO, MAE, universidades, municipios y proveedores de tecnología. En cuanto a proveedores de tecnología, la tecnología de biodigestores tubulares de pequeña y media escala es la más cubierta debido a que es la más exitosa y con mayor potencial en el país. Respecto a los biodigestores de laguna cubierta hay una carencia de proveedores y de casos de éxito con factibilidad económica, pero con gran potencial en cuanto a sistemas de tratamiento de residuos. Apenas existen proveedores de biodigestores tecnificados debido a los altos costos asociados y a la acumulación de experiencias fracasadas.

2.5.10.5 Perspectivas sobre el uso de biodigestores en Ecuador El impulso que ha tomado esta tecnología en los últimos años, debido a su versatilidad en

cuanto a tratamientos de residuos, aprovechamiento energético y agrícola de sus productos, se ve reflejada en el interés por parte de varios ministerios, así como la incubación de nuevos proveedores de tecnología y consolidación de los existentes que vienen acumulando éxitos en su implementación. Los biodigestores tubulares son actualmente los que más se instalan y los que aparentemente mayor proyección tienen. Respecto a biodigestores tecnificados, por su alto costo y la carencia de incentivos suficientes para producir y vender electricidad generada con biogás (CONELEC, Participación de los generadores de energía eléctrica producida con Recursos Energéticos Renovables No Convencionales (Codificación Regulación No. CONELEC 001/13), 2014), limitan su desarrollo y difusión, a pesar de existir estudios (a nivel teórico) que arrojan resultados positivos. La agroindustria empieza a mostrar interés, pero hasta ahora empujada únicamente como solución medio ambiental. Existen experiencias positivas con biodigestores de bajo costo, ya sean biodigestores tubulares o lagunas cubiertas, pero en pocos casos con tecnologías tecnificadas. Hay en la actualidad una serie de oportunidades para la penetración de los biodigestores en Ecuador por el anunciado retiro del subsidio al GLP relacionado con el ingreso del Programa de Cocción Eficiente, por el incremento a los incentivos a la producción y a una fiscalización medioambiental que va en aumento. Estas oportunidades pueden permitir el desarrollo de tecnología local a corto plazo, con una visión de "just right technology" (tecnología estrictamente necesaria) que abarate costes de implementación y la haga más accesible y rentable.

2.6 / Consideraciones finales El presente capítulo ha mostrado que Ecuador dispone de una diversidad enorme de fuentes de biomasa para la producción de energía y otros productos. La variedad de factores climá-

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ticos contribuye para que en un espacio relativamente pequeño de tierra tengamos al alcance recursos lignocelulósicos que podrían ser empleados no solo para la producción de energía, sino también para la producción de aglomerados o productos químicos. Sin embargo, se ha observado que no existen suficientes datos sobre la localización, abundancia de estos materiales, o estudios que permitan dilucidar sobre las opciones con mejores perspectivas en el país. El biogás es un tipo de energía renovable también con enorme potencial. Existen suficientes experiencias en el país y en la Region Andina sobre la producción y uso de biogás y es importante impulsar su explotación a mayor escala. Este capítulo no ha pretendido mostrar todos los materiales disponibles en el país ni ser la última palabra respecto al potencial de la biomasa residual en Ecuador o los potenciales usos y/o productos. Por el contrario, el único objetivo ha sido sintetizar y juntar información dispersa, así como contribuir con nuestro punto de vista sobre la situación, las perspectivas y el potencial del uso de la biomasa en el país, pretendiendo que sirvan de partida para futuras discusiones y crear bases que puedan ser expandidas en estudios posteriores. El uso de la biomasa para la producción de energía no va a resolver problemas ambientales creados por el hombre ni la posible escasez de energía y combustibles a futuro ni en Ecuador ni a nivel global. Por lo tanto, el uso de energías renovables debe ir acompañado de otros factores, como la eficiencia y ahorro de energía, así como de políticas claras y estudios profundos que involucren aspectos sociales y ambientales.

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La sección 2.3 de este capítulo muestra en detalle aspectos tecnológicos que podrían ser tomados en cuenta en las discusiones técnicas que busquen alternativas de uso de una u otra fuente de biomasa lignocelulósica residual o producida. Esta sección podría ser de particular interés para los involucrados en la produc-

ción e industrialización de arroz en la costa ecuatoriana. No obstante, los conceptos relacionados con el uso de la cascarilla de arroz, específicamente mediante combustión controlada, pueden ser adaptados a otros tipos de residuos agrícolas o materiales lignocelulósicos destinados a la producción de energía y otros bioproductos. El aprovechamiento de las fuentes de bioenergía en el país va a depender de varios factores. Entre ellos: 1) de una adecuada logística para la recolección, transporte, pretratamiento y almacenaje, 2) de la aplicación de tecnologías apropiadas, beneficiando al país desde el punto de vista económico, social y ambiental, 3) de la apertura hacia mercados o de la creación de un mercado interno capaz de absorber la producción (energía y otros productos). El mundo demanda cada vez más combustibles y cada país o región tendrá que enfrentarse en el corto plazo a la búsqueda de soluciones energéticas adecuadas y disponibles in situ. Hasta tanto, nuestro país requiere crear condiciones que favorezcan la incursión en dichas fuentes de energía. La creación de políticas, la redirección de subsidios a la energía hacia el fomento de nuevas fuentes energéticas, el soporte económico a universidades y centros de investigación relacionados con bioenergía y la implantación de metas claras, serán factores claves para el éxito de futuros trabajos relacionados con bioenergía en Ecuador.

Agradecimientos Parte de este capítulo ha sido realizado gracias al apoyo del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER), que financió la realización del trabajo relacionado con la cascarilla de arroz en Ecuador (Contrato 472–SJ–2008), llevado a cabo por M.R.Pelaez-Samaniego. Gracias también a la Ing. MS. Paola Cabrera Zenteno e Ing. Verónica Albarracín por su contribución en el mencionado proyecto. Nuestra gratitud para los funcionarios del MAGAP (Gua-


yaquil, Babahoyo y Quito) por facilitar información y por las sugerencias para llevar a cabo el estudio de las opciones de uso de la cascarilla de arroz. Gracias a quienes nos abrieron sus puertas para observaciones y discusiones en varias visitas de campo. En particular, nuestro agradecimiento a: Dr. Guido Silva (Babahoyo), Ing. Galo Gruque (Daule), Ing. Pedro López

(Montalvo), Ing. Juan José Molina (Lomas de Sargentillo), Sr. Ramón Villacrés (Babahoyo), Ing. Gonzalo Garzón (PRONACA-Babahoyo), Sr. Roberto Ronquillo (Samborondón). Jaime Martí-Herrero agradece al Proyecto PROMETEO de la Secretaría de Educación Superior, Ciencia, Tecnología e Innovación del Ecuador (Senescyt) por financiar parte de su trabajo.

2.7 / Referencias y material de consulta 1. Abdelhamid, A.M, Gabr, A.A., Evaluation of water hyacinth as a feed for ruminants, Archiv für Tierernaehrung 41(7–8), 1991, 745–756. 2. Abdullah, N., Sulaiman, F., Taib, R.M., Characterization of banana (Musa spp.) plantation wastes as a potential renewable energy source, 2012 National Physics Conference: (PERFIK 2012) AIP Conf. Proc. 1528, pp. 325-330; doi: http://dx. doi.org/10.1063/1.4803618. 3. Acuña, M. (1984). Manual Técnico para Construcción y Mantenimiento de Biodigestores tipo Hindú.Quito: Instituto Nacional de Energía. 4. Afanador, A.M., El banano verde de rechazo en la producción de alcohol carburante, Revista EIA, ISSN 1794-1237 Número 3 p. 51-68. Junio 2005, Escuela de Ingeniería de Antioquia, Medellín (Colombia). 5. Aguilar S., Ramírez J., Malagón O., extracción de fibras no leñosas: cabuya (furcraea andina trel.) y banano (musa paradisiaca) para estandarizar un proceso tecnológico destinado a la elaboración de pulpa y papel, Revista Iberoamericana de Polímeros V.8 (2),Marzo/2007. 6. Albino, V., Dangelico, R.M., Natalicchio, A., Yazan, D.M., 2011 Alternative energy sources in cement manufacturing. A systematic review of the body of knowledge, Network for Business Sustainability, Bari, Italia. 7. Amidon TE, Wood CD, Shupe AM, Wang Y, Graves M, Liu S (2008) Biorefinery: Conversion of woody biomass to chemicals, energy and materials. J Biobased Mater Bio 2: 100–120. 8. ANCUPA (Asociación Nacional de Cultivadores de Palma Aceitera), Censo Palmero 2005. Dispo-

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III / Hidroelectricidad en Ecuador

Paúl Urgilés B.1, Juan Chávez C.2, Pedro Espinoza H.3 (*)

3.1 / Antecedentes Desde tiempos antiguos el hombre aprovechó del recurso hídrico para generar energía; así se evidencia que alrededor de dos siglos antes de Cristo, las culturas griega y romana ya utilizaron la rueda hidráulica en tareas agrícolas como molienda de granos. A través del uso de ruedas hidráulicas básicas y rudimentarias (Figura 3.1) se conseguía generar fuerza motriz permitiendo aliviar el trabajo manual. A principios del siglo XIX, durante la Revolución Industrial, la hidroenergía jugó un papel fundamental en el impulso de las industrias como textiles y del cuero, y en fábricas de construcción de diversas maquinarias. Definitivamente la energía hidráulica aportó significativamente al crecimiento de las grandes ciudades industriales en Europa y América hasta mediados del siglo XIX.

1 CELEC E.P.HIDROAZOGUES, Azogues, Ecuador 2 CELEC E.P.-HIDROPAUTE, Cuenca, Ecuador 3 CELEC E.P.- HIDROPAUTE, Cuenca, Ecuador.

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* Forma de referenciar este capítulo: Urgilés B., P., Chávez C., J., Espinoza H., P., 2015. Hidroelectricidad en Ecuador. En: “Energías renovables en el Ecuador. Situación actual, tendencias y perspectivas”, Editores: Peláez Samaniego, M.R. y Espinoza Abad, J.L. Universidad de Cuenca. Gráficas Hernández, Cuenca, Ecuador.

Figura 3.1 / Rueda Hidráulica del siglo XVII en Siria. Fuente: http://laelectricidad.wordpress. com

En términos generales, las ruedas hidráulicas desde su aparición no sufrieron cambios significativos en la concepción de su diseño; sin embargo todo cambió con la aparición de la turbina a reacción de Francis en

III HIDROELECTRICIDAD EN ECUADOR Paúl Urgilés, Juan Chávez, Pedro Espinoza

el año 1848, turbina de impulsión de Pelton en el año 1880, y la turbina Kaplan en el año 1906 (Escuela Ingeniería Antioquia, 2014). Con estas inventivas se pasó de las ruedas hidráulicas a las modernas turbinas que gracias a sus altos rendimientos se impulsó a la producción de energía motriz y, con el descubrimiento de la inducción electromagnética, se consiguió transformar la energía del agua en electricidad. Hoy en día, la transformación del recurso hídrico en energía eléctrica, se ha convertido en un proceso ampliamente difundido, que tiene una relación directa con el progreso económico y la mejora de calidad de vida de los pueblos. En los Estados Unidos de América y en Europa Occidental los recursos hídricos han sido aprovechados en mayores proporciones que el resto del mundo, donde aún se conservan grandes reservas hidráulicas aprovechables.

3.2 / Conceptos principales De acuerdo a la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE, 2011), se tienen los siguientes conceptos principales:

Hidroenergía.- es la energía contenida en un caudal hídrico. Producción de hidroenergía.- es la suma de la energía de los caudal hídrico afluentes al embalse de las centrales hidroeléctricas, por lo tanto esta hidroenergía podrá ser almacenada, transformada, no aprovechada y perdida, de acuerdo al movimiento del nivel del embalse, al turbinamiento, a los vertimientos y a filtraciones y evaporaciones que se produzcan en un determinado período de tiempo. En otras palabras el balance de hidroenergía, estará directamente relacionada con el balance de agua en cada central hidroeléctrica. Si solamente se conoce el caudal turbinado en cada central hidroeléctrica, se puede considerar como último recurso que la energía de este caudal es directamente la producción de hidroenergía.

3.2.1 / Características de la energía hidroeléctrica La fuente energética hidráulica proviene en primera instancia e indirectamente de la energía solar, debido al ciclo hidrológico natural, a través del cual el agua evaporada es transportada en forma de nubes y niebla a distintos puntos del globo terrestre, luego en forma de lluvia y nieve pasan a formar los lagos, glaciares y ríos. La superficie terrestre está cubierta en un 71 % de agua. De manera directa, la energía hidroeléctrica proviene de la energía potencial del agua de las fuentes hídricas naturales. Las centrales hidroeléctricas aprovechan la diferencia de desnivel existente entre dos puntos y el caudal de agua para transformar esa energía potencial en electricidad. La energía se transforma primero en energía mecánica en la turbina hidráulica, ésta activa el generador que transforma, en un segundo paso, la energía mecánica en energía eléctrica. La producción anual media de energía hidroeléctrica a nivel mundial es de 26.00 TWh, lo que representa aproximadamente el 19 % del total de la energía eléctrica producida. La potencia hidroeléctrica instalada en todo el mundo asciende a 700 GW (IDAE, 2006). De manera teórica se puede decir que las fuentes hídricas son inagotables en la naturaleza. Sin embargo, depende mucho de la condiciones de conservación y sostenibilidad de las cuencas hidrográficas, que a su vez están en parte ligadas a las políticas de manejo ambiental de un país o región. Las principales ventajas de la generación hidroeléctrica se destacan a continuación: • Depende directamente del agua, líquido que la naturaleza proporciona de manera permanente y gratuita. • Los costos ligados a la operación y mantenimiento de una central hidroeléctrica

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son generalmente bajos en comparación con otros tipos de generación.

3.2.2 / Estudios y diseños de una central hidroeléctrica

• La vida útil de las centrales hidroeléctricas puede ser superior a 50 años.

La decisión de un país en aprovechar los recursos hídricos con fines de generación hidroeléctrica, está ligada a los resultados de estudios adecuados de la demanda de electricidad y su proyección en el tiempo. Establecida la planificación de expansión de la generación hidroeléctrica, se acometerá con los estudios técnico-económicos de los proyectos hidroeléctricos que se requieran. En los diseños de un proyecto hidroeléctrico se estudiará a detalle variables de entrada que llevarán al éxito o fracaso de un proyecto en el momento de su construcción, tales como: condiciones topográficas, condiciones geológicas y geotécnicas, hidrología y sedimentología, sismología, estudios económicos y energéticos, etc.

• Existe flexibilidad de conexión al sistema, lo cual hace que las centrales se acoplen a la aleatoriedad de la demanda. • El proceso de generación no está ligado a contaminación ambiental considerable y puede ser combinada con otros beneficios como riego, navegación y turismo. • Con políticas adecuadas de país, se puede aprovechar la construcción de una central para mejorar las condiciones de vida de las comunidades cercanas al sitio de construcción: mayor empleo, mejora de infraestructura básica, etc.

Como desventajas de un proyecto hidroeléctrico se podrían citar: • En comparación con el tiempo de montaje y disponibilidad de una central térmica, la construcción de un proyecto hidroeléctrico requiere de un tiempo mucho mayor, que pueden ser hasta varios años. • La producción energética de una central hidroeléctrica está limitada por la hidrología, la cual depende de la estacionalidad climática de la región.

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• Durante la etapa de construcción es inevitable la generación de impactos ambientales considerables en la zona, sin embargo con la aplicación de un plan de manejo ambiental adecuado, se pueden mitigar y compensar en gran medida.

Por lo general el estudio y diseño de un proyecto hidroeléctrico, antes de su construcción, es llevado a cabo a través de tres etapas fundamentales: prefactibilidad, factibilidad y diseños definitivos o ingeniería básica. De la experiencia en el sector eléctrico ecuatoriano, se puede concluir que los estudios de prefactibilidad pueden considerarse los más importantes de un proyecto hidroeléctrico, ya que en esta etapa se analiza las alternativas y se recomienda el desarrollo del proyecto. Este análisis de definir el desarrollo está ligado a los siguientes resultados principales (HIDROPAUTE, 2012): • Pronóstico estadístico confiable de la variabilidad de caudales en la cuenca en estudio. • Topografía general del área de implantación del proyecto. • Estimación inicial de la potencia a instalarse en la central. • Estudio económico y energético.


• Definición de posibles áreas protegidas, comunidades, etc., a ser afectadas por el proyecto.

En los estudios de factibilidad, básicamente se realiza un análisis técnico de alternativas y recomendación de los tipos de estructuras civiles y equipamiento electromecánico, con los siguientes resultados principales: • Investigaciones de campo que permiten definir el modelo geológico de la zona. • Topografía complementaria. • Tipos de infraestructuras, como: obras de desvío, presa, casa de máquinas, equipamiento electromecánico, túnel de carga, túnel de descarga, etc. • Diseños de vías de acceso.

• Especificaciones técnicas. • Memorias de cálculo de las diferentes disciplinas como: hidráulica, estructuras, geotécnica, etc.

3.3 / Sistemas de producción de energía eléctrica a partir de energía hídrica Para extraer la energía contenida en las masas de agua y convertirla en energía mecánica utilizable que derive a su vez en energía eléctrica, es preciso eliminar o disminuir las pérdidas naturales que se dan por erosión de las márgenes, choques, arranque de rocas sueltas, etc., creando un cauce artificial donde el agua fluya con pérdidas mínimas y finalmente con la ayuda de equipamiento adecuado generar energía eléctrica. Este proceso descrito se realiza con la implementación de infraestructuras que conforman una central hidroeléctrica.

• Estimación de costos de construcción. En los estudios de diseños definitivos se definirán las características finales del aprovechamiento hidroeléctrico, lo que permitirá acometer con la construcción de la central hidroeléctrica. Dentro de los principales resultados de esta etapa se tienen: • Grupo de planos técnicos que permitirán la construcción, tales como: civiles, eléctricos y mecánicos, que definirán: las características hidromecánicas de la turbina y de todo el sistema de conducción del agua, dimensiones de la casa de máquinas, tamaño de transformadores, cables, ubicación de subestación y niveles de voltaje de generación y transporte, condiciones físicas de las líneas de transmisión. • Presupuesto referencial y análisis de precios unitarios.

3.3.1/ Centrales hidroeléctricas Una central hidroeléctrica se define como el conjunto de instalaciones que aprovechan la energía contenida de una masa de agua transformándola en energía eléctrica, transportando el agua desde el nivel en el que se encuentra en la naturaleza hasta un nivel inferior en el que se encuentran instaladas las turbinas hidráulicas accionadas por el agua, las que activan los generadores que producen la energía eléctrica. Las centrales hidroeléctricas pueden subdividirse de acuerdo a varios criterios (Coz & Sanchez, 1995): Altura del salto, • De alta caída: mayor a 150 m • De media caída: entre 50 m y 150 m • De baja caída: entre 2 m y 20 m Capacidad de generación, • Centrales de más de 50 MW

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• Centrales de entre 10 MW y 50 MW • Centrales de menos de 10 MW Estos límites son arbitrarios y sólo constituyen un criterio de clasificación. - Por el tipo de operación, • De agua fluyente (sin embalse): No disponen de embalse regulador y la central se mantiene trabajando mientras el caudal sea mayor al mínimo requerido por las turbinas instaladas, acotando que de no existir central en ese punto la energía hidráulica se desperdiciaría. • Con embalse o de regulación (A pie de presa o con conducción): La mayor ventaja de este tipo de aprovechamientos es el almacenamiento de agua y regulación de caudales para la generación que se necesite. Protección contra avenidas, alimentación de agua potable, riego, entre otros son adicionales ventajas que tiene este tipo de aprovechamientos.

pendiente de las características topográficas, geológicas y geotécnicas que se encuentran en el terreno (Fernández & Robles, 2012). Dentro de un aprovechamiento hidroeléctrico, los diferentes tipos de presas pueden clasificarse, por su forma de trabajo, en dos grandes categorías: de gravedad y de bóveda. En las primeras todo el empuje que ejerce el agua almacenada en el embalse es contrarrestado por el propio peso de la presa, debido al gran volumen en el que incurre este tipo de estructuras; en las presas de tipo bóveda la estabilidad se basa en la transmisión del empuje de agua hacia las laderas del valle, debiendo tener la presa cierta curvatura que transfiera la componente horizontal del empuje hacia los laterales del valle. Mecanismos de control de crecidas.- Son estructuras adosadas a la presa cuya principal función es la de protegerla contra las inundaciones. Estos pueden ser elementos fijos y móviles, siendo los primeros más comúnmente conocidos como vertederos y los segundos como compuertas o desagües. En ciertas presas, los desagües de fondo (al pie de la presa) son utilizados para la evacuación del sedimento acumulado.

- Según la demanda que satisfacen, • Centrales de base: proporcionan la energía necesaria que se consume de forma permanente en el sistema. • Centrales de punta: Suministran la energía necesaria de las grandes demandas que se presentan sólo unas pocas horas al día (puntas o picos de consumo).

3.3.1.1 / Principales componentes de una central hidroeléctrica

120

Presa.- Se utilizan para almacenar y desviar el cauce de un río hacia el sistema de conducción hidráulica de la central, además de aumentar el salto necesario para la generación de energía. Existen varios tipos de presas que pueden ser utilizados, siendo la elección del mismo de-

Obra de toma y conducción.- La obra de toma consiste en facilitar el ingreso de agua hacia la tubería de conducción, impidiendo o dificultando el paso de elementos sólidos hacia la central. Además cuenta con un sistema de compuertas que permiten regular el caudal de llegada hacia la casa de máquinas para la generación. La conducción puede ser realizada mediante canales en superficie o tuberías a presión (subterráneas), procedimiento en el que debe primar que las pérdidas que se den en dichos tramos sean las menores posibles. Casa de máquinas.- En su interior están ubicados los equipos que son los responsables de la transformación de energía potencial (salto de agua) a energía mecánica (turbinas), para posteriormente transformarla en energía eléctrica (generador). Las casas de máquinas pueden ser superficiales o subterráneas.


3.3.2 / Proceso de generación hidroeléctrica El proceso de transformar la energía hidráulica (potencial = salto) en energía eléctrica, podría esquematizarse como se muestra en la Figura 3.2. En base a las características hidrológicas, geológicas y geotécnicas del sitio, se analiza el caudal y altura necesaria para el mejor aprovechamiento hidroenergético de una central; variables de las cuales dependerán la capacidad y número de unidades de generación a ser instaladas, dando así la potencia total que tendrá el proyecto. El recurso hídrico es transportado, en la mayoría de los casos, mediante túneles excavados recubiertos por hormigón y acero, con la finalidad de reducir las pérdidas a lo largo de los tramos de conducción, a más de proveer del soporte estructural requerido en cada tramo para asegurar la estabilidad de los túneles. Potencia instalada.- La ecuación general que rige la potencia instalada de una central hi-

droeléctrica, denominada también potencia útil nominal, es proporcional al caudal utilizado, altura de salto, eficiencia de las máquinas y el peso específico del agua, detallándose la misma a continuación (Fernández & Robles, 2012):

Pinst = γ * Q * H * nt * ng * ntr Donde, Pinst γ Q H nt ng ntr

- Potencia instalada (kW) - Peso específico del agua (9.81 kN/m3) - Caudal (m3/s) - Altura neta (m) - Eficiencia de la turbina - Eficiencia del generador - Eficiencia del transformador

Turbinas.- Una turbina tiene como objetivo el transformar la energía potencial del agua en energía mecánica (rotacional) dentro de la misma. Se dividen en dos tipos: de acción y de reacción.

ENERGÍA HIDRÁULICA POTENCIA INSTALADA (TURBINA) ENERGÍA MECÁNICA GENERADOR ENERGÍA ELÉCTRICA

TRANSFORMADOR

121 DISTRIBUCIÓN Figura 3. 2 / Diagrama General del Proceso de Generación Hidroeléctrica (Fernández & Robles, 2012).


• Acción: La energía potencial se transforma en energía cinética mediante un chorro de gran velocidad, que es proyectado contra unos receptores, fijos en la periferia de un disco. En este grupo están las turbinas tipo Pelton, Turgo, Michel Banki. • Reacción.- La presión del agua actúa directamente sobre los álabes del rodete, disminuyendo de valor a medida que avanza en su recorrido. En este grupo están las turbinas tipo Francis, Kaplan, Deriaz. Los elementos fundamentales de una turbina hidráulica son (ESHA, 2006): • Distribuidor: Es un elemento estático ya que no posee velocidad angular y no se produce trabajo mecánico. Sus funciones son: acelerar el flujo de agua transformando el flujo de agua de energía potencial a cinética, dirigir el agua hacia el rodete y actuar como regulador de caudal. • Rodete: Es el principal componente de una turbina hidráulica. Consta de un disco provisto de un sistema de álabes o cucharas, en donde mediante la aceleración y desviación del flujo de agua por los álabes se produce el cambio de energía potencial en mecánica.

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Los generadores se dividen en dos tipos (ESHA, 2006): • Síncronos: La conversión de energía mecánica en eléctrica se produce a velocidad constante, estando equipados con un sistema de excitación asociado a un regulador de tensión para que, antes de ser conectados a la red, generen energía eléctrica con el mismo voltaje, frecuencia y ángulo de desfase que aquella, así como la energía reactiva requerida por el sistema una vez conectados. Los alternadores síncronos pueden funcionar aislados de la red. • Asíncronos: simples motores de inducción con rotor en jaula de ardilla, sin posibilidad de regulación de tensión, girando a una velocidad directamente relacionada con la frecuencia de la red a la que están conectados. De esa red extraen su corriente de excitación y de ella absorben la energía reactiva necesaria para su propia magnetización. Esta energía reactiva puede compensarse, si se estima conveniente, mediante bancos de condensadores. No pueden generar corriente cuando están desconectados de la red ya que son incapaces de suministrar su propia corriente de excitación.

• Carcasa: Tiene la función de cubrir y soportar a las partes de la turbina.

Los principales elementos que constituyen un generador, son:

Generadores.- La misión de transformar la energía mecánica proporcionada por las turbinas, en energía eléctrica, se produce en los generadores, máquinas basadas en la inducción electromagnética de acuerdo a la Ley de Faraday. Cuando un conductor eléctrico se mueve en un campo magnético, se produce una corriente eléctrica a través de él. Normalmente se suelen utilizar generadores trifásicos de corriente alterna, salvo excepciones especiales, se utilizan generadores de corriente continua, en función de la red que debe alimentar.

• Rotor: Llamado también inductor móvil, es el elemento que se encuentra unido al eje de la turbina mediante un sistema de acoples, cuya función es la de generar el campo magnético variable al girar arrastrado por la turbina. • Estator: Es el elemento que recibe, por parte del rotor, la energía mecánica convertida en energía magnética, la cual en forma de corriente eléctrica la entrega a la red a la cual está conectado.


Transformadores.- En una central hidroeléctrica, los generadores suministran voltajes de alrededor de los 26.000 V, siendo voltajes superiores no adecuados por las dificultades que presenta su aislamiento, además del riesgo de cortocircuitos con sus respectivas consecuencias. Si se transportara la energía a estos niveles de tensión, las pérdidas en los conductores sería muy importantes, además que estos deberían tener una elevada sección.

madores de menor escala, para llegar a valores entre 380 y 415 V en el sector industrial y 110 y 240 V en las viviendas, dependiendo del país. Básicamente, existen dos tipos de transformadores (ESHA, 2006): • Monofásico: está formado por un núcleo compuesto de láminas de hierro y dos bobinados, denominados primario y secundario, siendo el primario por el cual ingresa la energía y el secundario por el cual se suministra la misma.

El transformador es un dispositivo que permite modificar potencia eléctrica de corriente alterna con un determinado valor de tensión y corriente en otra potencia de casi el mismo valor, pero con distintos valores de tensión y corriente. La misión de los transformadores es elevar el valor de la tensión generada de manera que la corriente a transmitir se reduzca en la misma proporción, reduciendo de esta manera las pérdidas al momento de su transmisión. Generalmente el voltaje se eleva a tensiones entre 138.000 y 765.000 V para que sea posible transferir la electricidad al sistema de distribución. En cada punto destino de distribución, para el suministro a los consumidores, se baja nuevamente la tensión con la ayuda de transfor-

• Trifásico: A partir de ciertas potencias, los transformadores son trifásicos, pudiéndose armar un conjunto o banco trifásico, mediante el uso de tres transformadores monofásicos o bien un solo transformador trifásico, mismo que se forma mediante un núcleo magnético y las bobinas necesarias para armar tres fases. Subestación.- La subestación es el sitio encargado, dentro del proceso de generación hidroeléctrica, de dirigir y transformar el flujo de la energía, ya que de la subestación salen y llegan líneas de igual o diferente tensión. Según su función pueden clasificarse en:

Embalse Presa

Casa Máquinas

Túnel de Carga

Turbina

Generador

Túnel de descarga

Figura 3. 3 / Esquema de Proceso de Generación Hidroeléctrica.

Subestación

Líneas de Transmisión

123


• Subestaciones de generación.- cuyo objeto es incorporar a la red de energía de un país lo producido por los diferentes centros de generación del mismo. • Subestaciones de transporte.- transportan la energía, desde su punto de generación hasta las áreas de consumo, actuando como interconexión entre diferentes líneas de la red. • Subestaciones de distribución.- que conectan las líneas de transporte con las ramas de distribución de la energía, a menor nivel de tensión, para su transporte local y distribución. De la subestación la energía se distribuye por las líneas de transmisión hacia los diferentes sitios destino, transmisión que se la lleva a cabo en voltaje a tensiones elevadas, para disminuir las pérdidas, y mediante transformadores de menor rango, en cada punto de distribución se procede a disminuir nuevamente la tensión para que el consumidor final haga uso de la energía eléctrica. Un esquema de todos los elementos citados se presenta en la figura 3.3.

Tabla 3.1 / Tipos de cuencas hidrográficas por potencial hídrico según INECEL (CONELEC, 2013).

3.4 / Potencial hidroeléctrico en el Ecuador El Ecuador es un país que abarca un área de 256.370 km2, y que dispone de un alto potencial de recursos hídricos, debido principalmente a la alta pluviosidad y a la presencia de la cordillera de los Andes que atraviesa todo el territorio. De acuerdo a la orientación que pueden tomar las redes fluviales o vertientes hidrográficas del Ecuador continental, se las pueden dividir en dos tipos: la vertiente del Pacífico, que son las que atraviesan la región de la costa y cuya desembocadura final es el océano Pacífico; y la vertiente del Amazonas, que son las que atraviesan las llanuras del amazonas y luego de desarrollarse por cientos de kilómetros finalizan desembocando en el océano Atlántico. Estas dos vertientes están divididas por la cordillera de los Andes. Para el sistema hídrico del Ecuador continental se estima un potencial hídrico medido en caudal igual a 16.500 m3/s; de los cuales 11.715 m3/s corresponden a la vertiente del Amazonas, y 4.785 m3/s a la vertiente del Pacífico. Según estudios e investigaciones realizadas por el ex Instituto Nacional de Electrificación INECEL (1961-1998), se han clasificado a las cuencas hidrográficas de acuerdo a la importancia de su potencial hídrico aprovechable para el país, se expone en la Tabla 3.1. De igual manera el ex INECEL estableció 11 cuencas, pertenecientes a las dos vertientes (Pacífico y Amazonas),

Clasificación

Cuencas hidrográficas

Alto interés

Napo, Pastaza Bajo, Santiago y Aguarico

mayor a 6

Mediano interés

Mayo, Mira, Esmeraldas, S.M. Putumayo, Cenepa y Cayapas

3a6

Bajo interés

Curaray, Pastaza Alto, Morona, Cuayas, Babahoyo, Cañar, Jubones, Puyango y Catamayo

1a3

Sin interés

Mataje, Carchi, Verde, Muisne, Cojimíes, Jama, Chone, Portoviejo, Jipijapa, Guayas (Daule), Zapotal, Taura, Arenillas, Zarumilla, Balao y Tigre

124

Potencial específico (MW/km)

menor a 1


Tabla 3.2 / Potencial de cuencas hidrográficas según INECEL (CONELEC, 2013). Área (km2)

Potencial teórico (MW)

Potencial teórico aprovechable (MW)

Mira Esmeraldas Guayas Cañar Jubones Puyango Catamayo

6.022 21.418 32.675 2.462 4.326 4.965 11.012

2.887,2 7.530,4 4.204,7 1.338,6 1.122,7 960,9 1.085,9

488,5 1.878,5 310,7 112,2 687,7 298,7 459,6

Subtotal 1

82.880

19.130,4

4.235,9

Napo- Coca Napo- Napo Pastaza Santiago- Namangoza Santiago- Zamora Mayo

5.641 26.987 20.543 14.321 11.806 3.720

7.643,5 13.125 11.101,7 11.259,7 9.395,5 1.733,9

6.355 5.929,5 1.434 5.810,6 5.857,6 859

Subtotal 2

83.018

54.259,3

26.245,7

165.898

73.389,7

30.481,6

Cuencas hidrográficas

Total

Tabla 3.3 / Potencial hidroeléctrico del Ecuador (CONELEC, 2013). Cálculo

Potencial hidroeléctrico teórico

Caudales medios, Ecuador continental Caudales secos (90 % excedencia), Ecuador continental Caudales medios, vertiente del Amazonas Caudales secos (90 % excedencia), Vertiente del Amazonas Caudales medios, vertiente del Pacífico Caudales secos (90 % excedencia), vertiente del Pacífico Caudales medios, en 11 cuencas hidrográficas seleccionadas Técnicamente aprovechable en las 11 cuencas hidrográficas seleccionadas Técnico y económicamente aprovechable en las 11 cuencas hidrográficas seleccionadas

como las de mayor interés para el país desde el punto de vista de potencial hídrico (Renovable), como se presenta en la Tabla 3.2. De esta manera, inicialmente con el ex INECEL y durante los

90.976 MW 37.981 MW 66.501 MW 29.404 MW 24.475 MW 7.647 MW 73.390 MW 30.865 MW 21.903 MW

últimos años a través del Consejo Nacional de Electricidad – CONELEC se ha estudiado el potencial de generación hidroeléctrica del país; y como resultado de estos estudios e investiga-

125


ciones se llegan a los resultados presentados en la Tabla 3.3.

3.4.1 / Proyectos hidroeléctricos en el Ecuador En la tabla 3.4 se presenta los proyectos hidroeléctricos que conforman el parque de generación hidroeléctrica en el Ecuador hasta el año 2012 (CONELEC, 2013).

Tabla 3.4 / Infraestructura hidroeléctrica instalada a 2012. Fuente: (CONELEC, 2013)

126

Central hidroeléctrica

Centrales cascada

Paute Agoyán Pucará Daule Peripa Mazar San Francisco Sibimbe Ocaña Hidroabanico Calope Esperanza Poza Honda Loreto Saymirin Saucay Buens Aires Cumbayá El Cármen Guangopolo Nayón Papallacta Recuperadora Perlabí Río Blanco Vindobona Alao Ambi Carlos Mora Corazón Illuchi 1-2 Pasochoa Otras menores

Sopladora Cardenillo San Francisco

Paute Paute

Hidrogén Hidrogén

Saymirin

Unid.

Potencia total (MW)

Energía media anual (GWh/año)

Factor de planta (%)

10 2 2 3 2 2 1 2 1 2 1 1

1.100 156 73 213 163 216 15 26 37,5 18 6 3 2,15 14,4 24 1 40 8,2 20,92 29,7 6,2 14,5 2,46 3 5,86 10 8 2,4 0,98 9,2 4,5 21,97 2.255,94

5.865,00 1.010,00 149,40 1.050,00 908,40 914,00 89,25 203,00 325,00 90,00 19,00 16,00 12,97 96,26 141,42 7,00 181,09 36,77 86,60 151,14 23,62 102,60 13,09 18,09 32,66 69,12 34,56 17,00 7,62 47,69 24,03 94,91 11.837,29

62,28 73,90 23,40 56,30 61,00 45,30 63,70 89,00 97,70 62,50

6 4 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1 24

69,80 77,20 68,20 80,00 52,40 51,90 47,80 58,90 44,10 81,90 61,60 69,80 64,50 80,00 50,00 82,00 90,00 60,00 61,80 50,00


3.4.1.1 / Proyectos hidroeléctricos en construcción El Ecuador, a través del Centro Nacional de Control de Energía CENACE y del CONELEC, estudia y analiza de manera permanente la demanda de energía eléctrica en el país y su proyección, con la finalidad de planificar la expansión de la generación. La tendencia de la variación de la demanda dependerá de los requerimientos de la matriz industrial de un país. En el caso de Ecuador se prevé los siguientes componentes como los principales que afec-

tarán la demanda futura: aeropuertos, metro y tranvía, industrias químicas, refinería, minería, cocción con electricidad, abastecimiento eléctrico a petroleras. La proyección de la demanda prevista en el Ecuador implica que el aporte energético de nuevas centrales hidroeléctricas es necesario. En la Tabla 3.5 se presentan los proyectos hidroeléctricos actualmente en construcción o que están entrando en operación.

Tabla 3.5 / Proyectos hidroeléctricos en construcción. Operación Proyecto/ completa Central

Empresa/ Institución

Público o Privado

Provincia

Cantón

mar-14

San José del Tambo

Hidrotambo S.A.

Privado

8,00

Bolívar

Chillanes

mar-1

Guangopolo II (50 MW) CELEC EP

Público

50,00

Pichincha

Quito

dic-15

Mazar - Dudas

Hidroazogues CELEC EP

Público

21,00

Cañar

Azogues

mar-14

Esmeraldas II

CELEC EP-

Público

96,00

Esmeraldas

Esmeraldas

mar-14

Saymirín V

Termoesmeraldas Elecaustro S.A.

Público

7,00

Azuay

Cuenca

jul-14

Chorrillos

Hidrozamora EP

Público

3,96

Zamora Chinchipe

Zamora

ago-14

Topo

Pemaf Cíaa. Ltda

Privado

29,20

Tungurahua

Baños

sep-14

Victoria

Hidrovictoria S.A.

Público

10,00

Napo

Quijos

oct-14

San José de Minas

San José de Minas S.A. Privado

5,95

Pichincha

Quito

mar-15

Manduriacu

CELEC EP - Enernorte

Público

60,00

Pichincha

Quito

dic-15

Paute-Sopladora

CELEC EP-Hidropaute

Público

487,00

Azuay y Morona Santiago

Sevilla de Oro y Santiago de Méndez

dic-15

Toachi-Pilatón

Hidrotoapi EP

Público

254,00

Pichincha, Tsáchila y Cotopaxi

Mejía, Santo Domingo de los Tsáchilas, Sigchos

may-15

San Bartolo

Hidrosanbartolo

Privado

48,10

Morona Santiago

Santiago de Méndez

mar-16

Delsitanisagua

CELEC EP-Gensur

Público

180,00

Zamora Chinchipe

Zamora

mar-16

Quijos

CELEC EP Enernorte

Público

50,00

Napo

Quijos

mar-16

Minas-San Francisco

CELEC EP Enerjubones Público

270,00

Azuay

A 92 km al sur-este de la ciudad de Cuenca

feb-16

Coca Codo Sinclair

CocaSinclair EP

Napo y Sucumbíos

Chaco y Lumbaqui

Público

Potencia (MW)

1.500,00 3.021,21

127


Figura 3.4 / Ubicación de los Proyectos Hidroeléctricos Emblemáticos (CONELEC, 2013).

128

De los proyectos expuestos en la Tabla 3.5, existen 8 proyectos considerados como emblemáticos por el Gobierno Nacional, y que actualmente se encuentran en construcción (Ver Figura 3.4). Se nombran a continuación dichos proyectos, detallando en paréntesis la potencia instalada y la fecha estimada de su operación comercial: Coca Codo Sinclair (1.500 MW; febrero 2016), Sopladora (487 MW; diciembre 2015), Minas San Francisco (270 MW; marzo 2016), Toachi-Pilatón (254 MW; diciembre 2015), Delsitanisagua (180 MW; marzo 2016), Manduriacu (60 MW; marzo 2015), Quijos (50 MW; marzo 2016), y Mazar-Dudas (21 MW; diciembre 2015).

Los ocho proyectos alcanzan un aporte futuro aproximado al Sistema Nacional Interconectado de 2.770 MW de potencia instalada, valor que representa una inversión estimada de USD 4.600 millones. A continuación una descripción de los proyectos hidroeléctricos emblemáticos, cuya información ha sido tomada de (CONELEC, 2013).

Proyecto hidroeléctrico Coca Codo Sinclair

Ubicación y potencia: El proyecto Hidroeléctrico Coca Codo Sinclair está ubicado en las


provincias de Napo (Cantón El Chaco) y Sucumbíos (Cantón Gonzalo Pizarro). Las obras de captación están ubicadas aguas abajo de la confluencia de los Ríos Quijos y Salado. La Casa de Máquinas está ubicada frente al llamado “Codo Sinclair”, en las coordenadas 9 985.300 N; 226.800 E. Una vez finalizadas las obras, y de acuerdo a los diseños propuestos, la central de Coca Codo Sinclair dispondrá una potencia instalada de 1.500 MW lo que representará una producción energética de 8.731 GWh/año.

• Túneles de acceso.-Tanto el acceso principal a la central, hacia el túnel de cables y la descarga los túneles cuentan con una longitud aproximada de 600 m cada uno. • Patio de maniobras y edificio de control.- el proyecto los tiene para el arranque de las líneas de transmisión de 500 kV. Presupuesto: El presupuesto estimado para el proyecto Coca Codo Sinclair es de USD 2.245 millones de dólares.

Descripción de las principales obras del proyecto: Proyecto hidroeléctrico Paute- Sopladora

• Obras de captación.- están constituidas por dos vertederos en hormigón de 127 m y 161 m para cierre del río, rejillas, desarenadores, compuertas de limpieza y sifón de conexión al túnel. • Túnel de conducción.- tiene una longitud de 24,8 km, 8,70 m de diámetro de excavación y totalmente revestido de hormigón. • Embalse compensador.- está conformado por una presa de enrocado con cara de hormigón de 53 m de altura, para crear un embalse útil de 800.000 m3, vertedero de excesos, estructura de toma para las dos tuberías de presión. • Tuberías de presión.-conformado por dos conductos a presión desde el Embalse Compensador a la Casa de Máquinas, en hormigón y con revestimiento de acero en su tramo final, de 1.400 m de longitud y 5,8 m y 5,2 m de diámetro interno, respectivamente. • Casa de máquinas.-conformada por una caverna excavada en roca de 24m x 39,5 m x 192 m para la instalación de ocho grupos turbina generador de 187 MW cada uno. • Caverna de transformadores.- excavada en roca de 14 m x 29 m x 192 m para instalación de 24 transformadores monofásicos de 68,3 MVA.

• Ubicación y potencia: En el límite de las provincias de Azuay y Morona Santiago se construye el Proyecto Hidroeléctrico Paute-Sopladora, aguas debajo de la Central Molino.Al finalizar la construcción del proyecto, el Sistema Nacional Interconectado contará con una potencia adicional de 487 MW que aportará anualmente 2.800 GWh/año. Descripción de las principales obras del proyecto:

• Obras de toma.- Las obras de interconexión incluyen: - Túnel de Conexión que arranca en el Túnel de Descarga de la Fase C, e intercepta el Túnel de Descarga de la Fase AB y que continúa hasta la cámara de interconexión. - Cámara de Interconexión alojada en una caverna de 14,0 m de ancho, 20,7 m de altura promedio y 133 m de longitud. - Túnel de descarga intermedio, con sección tipo baúl, de 7,5 m de base y 7 m de altura (dimensiones internas), que será construido al final de la cámara de interconexión. El túnel evacuará las aguas utilizadas en la central Molino y las aguas del sistema hidráulico de Sopladora durante los rechazos de carga.

129


• Paso Subfluvial.-se localiza a unos 110 m aguas arriba de la confluencia de la quebrada Marcayacu con el río Paute. En este sector del río, su lecho se encuentra en la cota 1.290 aproximadamente. Se ha optado por diseñar un Paso Subfluvial suficientemente profundo para que no sea afectado por la socavación del río. El paso subfluvial tiene una longitud total de 120 m, de los cuales 100 m son con blindaje de acero. • Pozo de Carga y Tubería de Presión.- El pozo de carga tiene un primer tramo, revestido en hormigón, de 7,30 m de diámetro de excavación y 6,10 m de diámetro interior. Se extiende hasta alcanzar la cota 1.066 donde inicia una transición de 6,00 m de longitud, que reducirá el diámetro interno del pozo al diámetro de la tubería de presión (4,70 m). Dispondrá en la parte superior de un codo revestido de hormigón de 15 m de radio y un codo inferior blindado de 13,5 m de radio. La diferencia entre estas cotas alcanzará los 358,44 m. La tubería de presión tendrá un diámetro interno inicial de 4,70 m, se reducirá a 3,80 m luego de la derivación al ramal de la unidad 1 y a 2,90 m luego de la derivación de la unidad 2 terminando con este diámetro en la unidad 3.

130

• Central Subterránea.- será instalada en dos cavernas: la mayor alojará las unidades de generación y la segunda los transformadores. La caverna de máquinas aloja tres unidades de generación con turbinas Francis y el bloque de control. En la caverna de transformadores se localizan 3 transformadores, uno para cada unidad. El ancho y la longitud de la caverna son 22 m y 87 m, respectivamente, y la distancia de separación entre los ejes de las turbinas es 17,00 m. La altura máxima de la caverna de las unidades es 45,53 m. La caverna de transformadores tendrá 14,50 m de ancho, 14,00 m de altura y 101,20 m de longitud. Se ha previsto la instalación de dos puentes grúa de 200 toneladas de capacidad cada uno. •Patio de Maniobras.- La conexión de los terminales de alta tensión de los transformadores

elevadores con el equipo de maniobras aislado en SF6 (GIS), ubicado en un patio a cielo abierto, se hará mediante cables aislados de 230 kV. Desde la caverna de los transformadores los cables de 230 kV recorrerán aproximadamente 500 m, a través de una galería horizontal y de un pozo vertical, hasta llegar al patio de maniobras. En el patio de maniobras se ubicará el edificio para alojar el equipo de la GIS. El área del patio de maniobras ocupará una superficie de 3.012 m2, aproximadamente 80 m largo por 40 m de ancho. El equipo aislado en SF6 de fases aisladas estará constituido por cinco (5) posiciones de línea, tres (3) posiciones de unidades y una posición de acoplamiento.

Presupuesto: El proyecto Paute-Sopladora tiene un presupuesto estimado de USD 755 millones.

Proyecto hidroeléctrico Minas San Francisco

Ubicación y potencia: El proyecto Hidroeléctricos Minas – San Francisco está ubicado al sur del Ecuador, entre las provincias de Azuay y el Oro, aproximadamente a 500 km de la capital del país, a 92 km de la ciudad de Cuenca y a 30 km de la ciudad de Machala. Atraviesa las parroquias de Pucará y San Rafael de Sharug del Cantón Pucará Provincia del Azuay, y la parroquia Abañín del Cantón Zaruma Provincia de El Oro. Geográficamente, el proyecto se enmarca entre las coordenadas 9 630.956 mN a 9 635.437 mN y 668.870 mW a 643.594 mW. El proyecto hidroeléctrico Minas San Francisco tiene como objetivo aportar con 270 MW de potencia instalada y aproximadamente 1.290 GWh/año de energía Descripción de las principales obras del proyecto:

• Obra de toma.- Ubicada en la margen derecha del río Jubones. Está conformada por 1 rejilla cuya sección total es 11,48 m X 7,20 m dispuesta de forma inclinada y se conecta directamen-


te a la entrada de la cámara de compuerta y al túnel de carga de 4,50 m de diámetro.

tada a los transformadores a través un pozo de cables.

• Túnel de desvío.- se desarrolla a lo largo de la margen izquierda del río Jubones, en una longitud de 305 m, con diámetro interno de 8,0 m. La sección transversal escogida es la circular, en hormigón armado.

Presupuesto: Se estima que el monto total de la construcción del Proyecto Minas San Francisco llegue a los USD 556 millones.

Proyecto hidroeléctrico Toachi – Pilatón

• Túnel de conducción o de baja presión.- se desarrolla a lo largo de la margen derecha del río Jubones con 13,9 km de longitud y se diseña para un caudal de 65,0 m³/s. El 25 % de la longitud del túnel será excavado mediante metodología convencional (DBM) y para el restante 75 % se utilizará una máquina tuneladora (TBM). La sección transversal es de tipo herradura con diámetro interior entre 4,50 m y 4,80 m, con los últimos 34 m del túnel de baja presión blindado de acero de 20 mm. • Chimenea de Equilibrio.- vertical, de sección transversal horizontal circular, de altura total igual a 68 m con orificio restringido al pie, hasta el perfil del terreno natural en el sector de Gramalote • Tubería de Presión.- será construida subterránea y blindada, con un diámetro igual a 3,77 m y una longitud total de 566,4 m con dos tramos, uno vertical de 456,4 m y otro horizontal de 110 m. • Casa de Máquinas San Francisco.- de carácter subterráneo, en el sector de Gramalote. Aloja tres turbinas tipo Pelton, de eje vertical y tres generadores. El piso principal se ubica en la cota 291,90 m.s.n.m. Adicionalmente, se dispondrá de una caverna separada para alojar los transformadores. La conexión entre generadores y transformadores será con bus de fase aislada en 13,8 kV. La conexión entre los transformadores y la subestación será con cable de 230 kV tipo seco. • Subestación Eléctrica.- será ubicada al exterior, en el mismo sector de Gramalote, y conec-

Ubicación y potencia: El proyecto Hidroeléctrico Toachi-Pilatón aprovechará las aguas de los ríos Pilatón y Toachi, que se encuentran en la vertiente occidental de la Cordillera de los Andes, aportantes a la cuenca del Pacífico. Ubicado en los límites de las provincias de Pichincha, Santo Domingo de los Tsáchilas y Cotopaxi. El proyecto comprende dos aprovechamientos en cascada: Pilatón - Sarapullo con la central de generación Sarapullo (49 MW) y Toachi-Alluriquín con la central de generación Alluriquín (204 MW); además se aprovechará el caudal ecológico vertido por la presa Toachi instalando una mini central de 1.4 MW, lo que da un total de 254,4 MW de potencia instalada que aportará al Sistema Nacional Interconectado 1.100 GWh de energía media anual. Descripción de las principales obras del proyecto:

• Aprovechamiento Pilatón-Sarapullo - Obras de Captación: cuentan con un azud vertedero con compuertas radiales, un desarenador con cuatro cámaras y la estructura de toma. - Obras de Conducción: se componen de un túnel de presión, una chimenea de equilibrio superior con una altura total de 127 m, una tubería de presión blindada y los ramales de distribución de acero que alimentan a las turbinas. - Casa de Máquinas: subterránea denominada Sarapullo, que cuenta con tres unidades de generación de 16,3 MW de potencia, cada una compuesta por una turbina tipo Francis y un generador tipo

131


umbrela que aprovechan una caída de 149 m y un caudal de diseño de 13,3 m3/s. - Obras de descarga: conformadas por una chimenea de equilibrio inferior y un túnel de descarga que llega hasta la presa Toachi.

• Aprovechamiento Toachi-Alluriquín: - Presa a gravedad sobre el río Toachi que se encuentra atravesada por la galería de interconexión del túnel de descarga de Sarapullo con el túnel de presión Toachi-Alluriquín, además cuenta con una mini central de 1,4 MW de potencia a pie de presa. - Obras de Conducción: inician con el túnel de presión Toachi-Alluriquín. Subsiguiente se encuentra una chimenea de equilibrio superior; continúa una tubería de presión y finaliza en los ramales de distribución que alimentan a las turbinas. - Casa de Máquinas: subterránea denominada Alluriquín en la que se alojan 3 unidades de generación de 68 MW de Potencia, compuestas cada una por una turbina tipo Francis y un Generador tipo umbrela que aprovechan una caída bruta de 235 m y un caudal de diseño de 33,3 m3/s. Presupuesto: El proyecto Toachi – Pilatón tiene un presupuesto estimado de USD 508 millones.

Descripción de las principales obras del proyecto:

• Presa.-Se encuentra ubicada a unos 1 420 m aguas arriba de la quebrada de Los Monos y su descarga se implementará a unos tres kilómetros aguas debajo de la desembocadura del río Sabanilla en el río Zamora. Es una presa de hormigón a gravedad de 34 m de altura y 135 m de longitud de coronación, con un embalse de 420.000 m3 total, de los cuales 270.000 m3 corresponden al volumen útil y el resto para alojar sedimentos temporalmente. Cuenta con dos vertederos con compuertas de 10 x 9,5 m cada uno, para evacuar 1.010 m3/s y dos bocas con una capacidad de 450 m3/s cada una para la limpieza del material sedimentado. • Túnel de Carga.-alcanzará una longitud cercana a los 7.700 m con un diámetro de 3,3 m aproximadamente. Por estos túneles atravesará un flujo nominal cercano a los 26,76 m3/s. • Casa de máquinas.- Estará instalada en la cota 971 msnm, en donde se instalarán dos turbinas tipo Pelton de eje vertical con potencia nominal de 57,50 MW cada una. La altura de caída bruta es de 495 m. Presupuesto: El presupuesto para la construcción del proyecto Delsitanisagua es de USD 266 millones.

Proyecto hidroeléctrico Delsitanisagua Proyecto hidroeléctrico Manduriacu

132

Ubicación y potencia: El proyecto Delsitanisagua se encuentra ubicado en la parroquia Sabanilla del cantón Zamora, provincia de Zamora Chinchipe. Aprovecha el potencial hidroenergético que obtiene el río Zamora, gracias a la confluencia de los ríos San Francisco y Sabanilla. Una vez que finalicen los trabajos, el proyecto Delsitanisagua aportará con 180 MW de potencia y una producción energética de 904 GWh/año al Sistema Nacional Interconectado.

Ubicación y potencia: El proyecto hidroeléctrico Manduriacu, se encuentra ubicado en las parroquias: Pacto del Cantón Quito de la Provincia de Pichincha y García Moreno del Cantón Cotacachi de la Provincia de Imbabura. El acceso principal al proyecto se lo realiza por la ruta: kilómetro 104 de la vía Calacalí-La Independencia, pasando por Pachijal, Guayabillas, hasta Cielo Verde, con una longitud aproximada de 28,2 kilómetros. El proyecto Manduriacu


aportará con la instalación de 60 MW que representan un total de 367 GWh/año de energía eléctrica. Descripción de las principales obras del proyecto:

• Presa.- está conformado por una presa a gravedad de hormigón convencional vibrado de altura aproximada de 40 m sobre el nivel del cauce actual, con 2 vertederos de excesos cada uno con dos vanos y 2 desagües de fondo. La presa se ubica aproximadamente a 1,5 km aguas arriba de la confluencia del río Manduriacu con el río Guayllabamba, en las inmediaciones de la población de Cielo Verde. La coronación de la presa tendrá una longitud aproximada de 245 m. • Ascensor de Peces.- contará con instalaciones para transferencia de peces, cuyo objetivo es permitir el transporte de los peces desde el río hacía el Embalse y viceversa. Este tipo de soluciones permiten proteger las especies que habitan en la zona y son las estudiadas en el Plan de Manejo Ambiental del proyecto, mismo que es aprobado por la autoridad competente en el país, en este caso el Ministerio del Ambiente.

tud, aproximadamente 45,40 m y termina en la casa de máquinas.

• Casa de Máquinas.- estará conformada por una estructura de hormigón semienterrada sobre una plataforma ubicada en la cota 465,0 m.s.n.m. para ubicarla por arriba del nivel máximo de crecida. Alojará dos grupos turbina-generador de tipo Kaplan de 30 MW cada una, para un caudal total de 210 m3/s y una altura neta de 33,70 m. Los generadores serán de 35,2 MVA de potencia nominal, sincrónicos de 200 rpm y 60 Hz de frecuencia • Subestación Eléctrica.- considera una subestación a cielo abierto, que se encuentra ubicada aproximadamente a 190 m de la central de generación. Estará constituida de cuatro posiciones de salida de las líneas de transmisión a 230 kV: Tigre 1,Tigre 2, Santo Domingo 1 y Santo Domingo 2; dos posiciones de llegada desde las unidades generadoras 1 y 2 de la central Manduriacu y una posición del acoplamiento de barras. Presupuesto: El presupuesto estimado de construcción del Proyecto Manduriacu es de USD 132,90 millones.

Proyecto hidroeléctrico Quijos

• Obras de Desvío.- están dimensionadas para un caudal de 1.230 m3/s correspondiente a un período de retorno de 50 años. Incluye la construcción un túnel por la margen izquierda, de aproximadamente 360 m de longitud y 144 de sección tipo baúl. • Captación.-. estará conformada por dos estructuras de entrada, dos rejillas de captación y dos tuberías, una por cada una de las unidades de generación a ser instaladas en la casa de máquinas. El eje de los orificios de captación se encuentra en la cota 471,78 msnm. • Tubería de Presión.-el diámetro de la tubería de presión es de 4,50 m siendo de corta longi-

Ubicación y potencia: El proyecto hidroeléctrico Quijos, se ubica aproximadamente a 80 km al sureste de la ciudad de Quito y a 17 km de la población de Papallacta. Esta central utilizará para la producción de energía las aguas de los ríos Papallacta y Quijos y sus afluentes en el tramo comprendido entre la cuenca alta del río Quijos y de la población de Cuyuja. La potencia del Proyecto Quijos es de 50 MW, y aportará al Sistema Nacional Interconectado cerca de 353 GWh/año de energía que podría abastecer las necesidades de alrededor de 250.000 familias ecuatorianas o los requerimientos de las Provincias de Napo, Pastaza y Orellana.

133



• Obras de Captación.- en el río Quijos consisten de un azud de derivación de 25 m de ancho, una toma lateral, un desarenador subterráneo de una sola cámara con una longitud de 90 m, 6,0 m de ancho y una profundidad de 8 m y un pozo de presión de 3,0 m de diámetro libre y 144 m de altura. En el río Papallacta consisten de un azud de 30 m de ancho, una toma lateral y un desarenador de dos cámaras, cada una con 5,5 m de ancho, altura útil de 5,0 m y una longitud de 58,5 m y un pozo de presión de 3,0 m de diámetro libre y 145 m de altura. • Túnel de Conducción.- consta de dos túneles, uno para el río Quijos y otro para el río Papallacta, con una longitud de 2.373 m y 2.392 m respectivamente, formando un túnel común de 4.522 m hasta llegar a casa de máquinas. • Chimenea de equilibrio.- de tipo orificio restringido, de 9 m de diámetro interno libre y 39 m de altura. El tanque se conecta al túnel de presión por intermedio de un pozo vertical de diámetro interno libre de 3,0 m y 233 m de altura.

134

• Casa de máquinas.- es superficial y está equipada con tres unidades de generación con una capacidad total de 50 MW. El edificio de la casa de máquinas tiene 64 m de longitud, 18 m de ancho y 26,5 m de altura. Las aguas turbinadas son descargadas por medio de un canal rectangular de hormigón, de 4,0 m de ancho, al sitio de la confluencia de los dos ríos. La velocidad nominal de rotación de las turbinas será de 720 rpm y los generadores serán sincrónicos de eje vertical y se conectarán a un banco de tres transformadores monofásicos que elevan el voltaje de 13,8 a 138 kV. Presupuesto: El presupuesto estimado para la construcción del proyecto Quijos es de USD 138 millones.

Proyecto hidroeléctrico Mazar- Dudas

Ubicación y potencia: El Proyecto Hidroeléctrico Mazar Dudas está ubicado en la provincia de Cañar, en las parroquias orientales de Luis Cordero, Azogues, Taday, Pindilig y Rivera, sectores Alazán, San Antonio y Tampancha. El proyecto Mazar Dudas está conformado por tres aprovechamientos a la vez, Alazán, San Antonio y Dudas, cada uno con una potencia de 6,23 MW, 7,19 MW y 7,40 MW respectivamente, danto un total en conjunto de 20,82 MW, traducidos en una producción energética anual total de 125,23 GWh/año (39,05; 44,87; 41,31 respectivamente) Descripción de las principales obras del proyecto

• Aprovechamiento Dudas.- Captación: ubicada en el río Pindilig, en la que se deriva 3,00 m3/s como caudal aprovechable. La estructura consta de un Azud tipo Creager. A continuación se tiene un zampeado de hormigón para a continuación restituir el caudal al cauce natural del Río Pindilig. - Desarenador: Cuenta con dos cámaras, cada una de longitud 35 m y al final de la cámara se dispone de un vertedero de 1,92 m de altura, medida desde aguas arriba, por donde circula el caudal de diseño de 3,00 m3/s. - Tanque de Carga: se ubica en la cima de la montaña, inmediatamente sobre la zona de implantación de la casa de máquinas. Al tanque llega la conducción principal por medio de la tubería de PVC, de 1700 mm de diámetro. El tanque, para conformar el volumen requerido en la cámara de almacenamiento tiene 10 m de longitud, 4 m de ancho y 7,61 m de profundidad. - Tubería de presión: está constituida por cuatro tramos de tubería de acero, de diámetro nominal igual a 1000 mm, con una longitud total de 486,49 m.


- Casa de máquinas: El área total de la casa de máquinas es de 17,80 m x 15,10 m, incluyendo los espacios para accesos o caminerías. Dentro de esta área se dispone la casa como área construida, en una superficie de 15,75 m x 12,80 m. Albergará una turbina tipo Pelton de eje horizontal.

• Aprovechamiento Alazán.- Captación: la principal, ubicada en el río Mazar Alto, en la que se deriva el 3,44 m3/s del caudal aprovechable, y la segunda, en la quebrada Sipanche, en la que se deriva el 0,16 m3/s. - Desarenador: se ubica en la margen izquierda de río Mazar, a unos 180 m desde la captación. Está conformada, en su tramo inicial, por una transición de 13,10 m de longitud, que permite ir desde el ancho de la conducción igual a 1,80 m, hasta el ancho del desarenador, igual a 7,60 m. El desarenador secundario se encuentra ubicado junto a la quebrada Sipanche, a unos 51 m desde la obra de toma, en la cota 2 478,29 m.s.n.m. El tipo de desarenador seleccionado es de una cámara, con una longitud total de 14,10 m. - Tanque de carga: se ubica en la cima de la montaña, en la zona sobre la casa de máquinas con unas dimensiones de 6 m de longitud, 10 m de ancho y 8,28 m de profundidad, desde el nivel más alto del muro de protección a la cota 2476,8 msnm. - Tubería de presión: se desarrolla continuando la misma dirección del tanque de carga. La tubería va desde la cota 2467,82 m.s.n.m. hasta la cota 2271,00 m.s.n.m., con una carga o desnivel bruto de 204.86 m, para una longitud total de 397,56 m. - Casa de máquinas: Dentro del área total destinada para la casa de maquinas se dispone la casa con 17,80 m x 17,40 m de superficie construida. Albergará una turbina tipo Pelton de eje horizontal

• Aprovechamiento San Antonio.- Captación: está en el río Mazar; es una captación de tipo rejilla de fondo de 11,50 m de longitud, bajo la cual se encuentra la galería que conducirá el caudal de captación a lo largo de la margen izquierda del río. - Desarenador: La estructura principal del desarenador cuenta con dos cámaras, cada una tiene una longitud de 50 m; en el fondo se dispone un canal de limpieza de 1,7 m x 1,0 m, con una pendiente del 3 % para conducir el caudal del desarenador hasta el canal de salida, ubicado a una distancia de 46,64 m desde la sección de las compuertas. - Tanque de carga: La cámara final del tanque tiene 5,60 m de longitud, 8 m de ancho y 7,77 m de profundidad, medida desde el nivel más alto del muro de protección, que se encuentra en la cota 2.253,3 m.s.n.m. - Tubería de presión: consiste en cuatro tramos de tubería de acero, de diámetro igual a 1.200 mm, cada tramo con un espesor que satisface los requerimientos de la presión interna y longitud total 371,75 m. - Casa de máquinas El área total de la casa de máquinas igual a 21,80 m x 21,20 m, incluyendo toda el área de caminerías. En el interior de esta área está previsto la edificación con una superficie de 17,80 m x 17,40 m. Albergará una turbina tipo Pelton de eje horizontal Presupuesto: El presupuesto programado para la construcción del proyecto Mazar Dudas es de USD 69 millones.

3.4.1.2 / Proyectos hidroeléctricos en estudios Como parte de la expansión de la generación en el Ecuador, al momento se dispone de estudios ya concluidos de varios proyectos hidroeléctricos, y a la vez se están estudiando

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otros proyectos. En la Tabla 3.6 se exponen los proyectos principales a nivel de estudios de acuerdo al Plan Maestro de Electrificación 2013-2022.

cio Consultor PCA Pöyry-Caminosca, bajo la administración de la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP, Unidad de Negocio Hidropaute.

A continuación se describen dos de los estudios más importantes que se están realizando en el país: el Proyecto Hidroeléctrico Cardenillo y el Proyecto Hidroeléctrico Santiago G8. La información de estos proyectos provino tanto de (CONELEC, 2013) como del personal técnico de CELEC EP-Hidropaute, empresa responsable de dichos estudios.

Ubicación y potencia.- Las obras del proyecto Paute-Cardenillo se localizan en jurisdicción de las parroquias Copal y Santiago de Méndez de la provincia de Morona Santiago, gran parte de las obras subterráneas se desarrollan por la margen izquierda del río Paute, áreas que están dentro del Parque Nacional Sangay (PNS). Los estudios a nivel de diseños definitivos para licitación concluyen que la potencia instalable en el proyecto es de 595,65 MW lo cual representa una energía media de 3.355,78 GWh/año que aportará al Sistema Nacional Interconectado.

Proyecto hidroeléctrico Paute Cardenillo El Proyecto Cardenillo al momento cuenta con sus estudios a nivel de diseños definitivos para la licitación de la construcción, trabajo llevado a cabo por un lapso de 26 meses por el Consor-

Tabla 3.6 / Proyectos hidroeléctricos a nivel de estudios. Fuente: (CONELEC, 2013) CAPITAL PÚBLICO

Potencia

Unidad

Chespí-Palma Real Chontal Chirapí Tortugo Tigre Llurimaguas Paute- Cardenillo Santiago G8

460,00 184,00 169,00 200,00 80,00 160,00 595,00 3.500,00

MW MW MW MW MW MW MW MW

Subtotal

5.408,00

MW

CAPITAL PRIVADO

136

Potencia

Unidad

Pilaló 3 Apaquí Río Luis Angamarca

9,30 36,00 15,50 64,00

MW MW MW MW

Subtotal

124,80

MW

5.532,80

MW

TOTAL



• Presa: La presa se emplaza en un sitio del cauce del río Paute ubicado a unos 2.015 m aguas abajo de la descarga de la central Sopladora. Será de tipo Arco de Doble Curvatura con una altura de 136 m desde la fundación y un nivel normal de operación de 924 m.s.n.m. Posee un aliviadero de servicio con cinco vertederos y dos desagües de medio fondo; y un aliviadero de emergencia con cuatro desagües de fondo. • Sistema de carga: Formado por el túnel superior de carga, la trampa de rocas, la chimenea de equilibrio, el pozo de carga y el distribuidor hacia las turbinas de la central. El túnel de carga se desarrolla en su totalidad por la orilla izquierda del río Paute, con una longitud prevista de 4.412,96 m revestidos con hormigón lanzado y convencional. En la parte final de este túnel se emplaza la chimenea de equilibrio, formada de un pozo vertical de 113,66 m de altura y diámetro de 12 m. La tubería de presión blindada con acero, tiene una longitud de 424,51 m y un diámetro interno de 5,8 m. • Casa de máquinas subterránea: El acceso se realizará desde la margen derecha del río Paute mediante un carretero de acceso que parte desde el sector El Carmen. La vía incluye un puente de aproximadamente 100 m de longitud que cruzará el río Paute y llegará hasta las inmediaciones del portal del túnel de acceso. La caverna tiene una longitud útil de 157,10 m y un ancho útil de 25,00 m en el piso principal. La altura es variable y del orden de los 41,90 m en la mayor parte del área. El equipamiento mecánico principal lo forman 6 unidades tipo Pelton, con una potencia instalada de 588,31 MW, para una altura neta nominal de 372,00 m, Energía Media Anual de 3.355,78 GWh y un factor de planta de 0,65. • Central a pie de presa: Las regulaciones ambientales vigentes exigen que todos los proyectos que se desarrollan conserven un caudal

ecológico en el cauce natural, para proteger la zona de influencia. Para el proyecto se ha justificado un caudal ecológico de 10 m3/s, que será aprovechado energéticamente con la construcción de una pequeña central de generación a pie de presa equipada con una turbina tipo Francis de eje horizontal con una potencia instalada de 7,34 MW que producirá una energía media de 63,6 GW/h. En conjunto con la central principal se tendrá una potencia total instalada de 595,65 MW.

• Descarga de la central: Incluye el colector de descarga de las unidades, el túnel de descarga (con una longitud prevista de 4.349,44 m revestido con hormigón convencional) y la estructura de descarga al río Paute. La estructura entregará los caudales al río Paute, frente a la llegada del río Pescado, donde la elevación del fondo del canal de entrega se encuentra aproximadamente en la cota 519,00 m.s.n.m. Presupuesto y Año de ingreso programado: Del resultado de los estudios, se tiene que el presupuesto programado de licitación de construcción es de USD 932 millones, y de acuerdo al Plan Maestro de Electrificación entraría en operación en diciembre del año 2021.

Proyecto hidroeléctrico Santiago G8 El Proyecto Santiago al momento cuenta con sus estudios a nivel de Prefactibilidad, habiéndose acordado la continuación de los estudios a nivel de Factibilidad e Ingeniería Básica en el mes de octubre de 2013. Los trabajos están a cargo de la Comisión Federal de Electricidad CFE, bajo la administración de la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP Unidad de Negocio Hidropaute.

Ubicación y potencia.- La zona del proyecto se ubica en la Demarcación Hidrográfica Santiago, en la parte suroriental del Ecuador. Geopolíticamente interviene en las provincias de Morona Santiago (47 %), Zamora Chinchipe (30

137


%), Azuay (15%), Cañar (4 %), Loja (2%) y Chimborazo (2 %). De acuerdo a los estudios de prefactiblidad, el proyecto Santiago G8 tiene una potencia instalable de alrededor de 3.600 MW con una generación de 15.650 GWh/año para aportar al Sistema Nacional Interconectado.

río Santiago, y está comprendida por tres obras de toma en lumbrera, con su respectiva tubería de presión. En la casa de máquinas se ha previsto la instalación de 6 grupos de generadores con turbinas tipo Francis, con una potencia total de 3 600 MW.


Presupuesto y año de ingreso programado: De acuerdo al nivel de los estudios, el presupuesto promedio de cualquiera de las tres opciones es de USD 2.500 millones y debería entrar en operación, según el Plan Maestro de Electrificación en enero del año 2021.

En el proyecto Santiago G8 se manejan tres alternativas, las cuales se explicarán brevemente a continuación:

• Obra de contención: Para las opciones 1, 2 y 3 se planea construir una cortina, de 180 m de altura con una longitud de corona de 333 m de tipo HCR (Hormigón Compactado Rodillado) con un volumen de hormigón de la cortina cercano a los 2.600.000 m3 • Obras de Excedencia: - Opción 1: Conformada por dos túneles vertedores controlados por compuertas que se ubican sobre la margen derecha del río Santiago. - Opción 2: Se contempla colocar un vertedor tipo túnel y uno adosado a la cortina. - Opción 3: Se compone de una cresta vertedora tipo Creager, con el paramento aguas arriba inclinado con talud 1:1 y seis vanos de 13,00 m cada uno. La descarga puede llevarse de manera controlada mediante 6 compuertas radiales de 13 m de ancho y 25 m de altura.

138

• Obras de generación: - Opciones 1 y 2: La planta hidroeléctrica se ubica a pie de presa sobre ambas márgenes del río, compuesta por obra de toma en lumbrera, tubería a presión, casa de máquinas exterior y desfogue. Las plantas hidroeléctricas cuentan con tres unidades tipo Francis de 600 MW cada una. - Opción 3: La planta hidroeléctrica se ubica sobre la margen derecha del cauce del

Con base en la información presentada en las secciones anteriores, es posible analizar el impacto técnico-económico que va a tener la incorporación de nueva generación en la matriz energética (eléctrica) del país, considerando además que la producción de energía de los proyectos basados en hidroenergía tienen un importante grado de aleatoriedad al depender de las condiciones hidrológicas y climáticas donde estas centrales se ubican. Para ello, a continuación se describe cómo opera el sistema eléctrico nacional en cuanto al abastecimiento de potencia y energía. Luego se mencionan las principales políticas del Estado frente al crecimiento de la demanda, donde ésta se estima por escenarios en función de la incorporación (o no) de cargas “especiales”. Finalmente se muestra el impacto en el sistema al darse la expansión de la generación, en el periodo 2013-2022, incluyendo el análisis de los márgenes de reserva.

3.5 / Abastecimiento de potencia y energía en el Ecuador La energía eléctrica, y en particular la hidroeléctrica, es sin lugar a duda un recurso importante para el desarrollo económico y social de los países, sea que ésta se consuma y transforme dentro del propio territorio o sea comercializa-


da al exterior a través de las interconexiones entre países y la integración de los mercados eléctricos. Cuando un país como el Ecuador no ha explotado convenientemente sus recursos energéticos, en particular la hidroenergía, a pesar de tener el potencial para ello, se requiere un replanteamiento de la política energética y una reestructuración o cambio de la denominada matriz energética (eléctrica). El punto de partida para la reestructuración energética es la voluntad política para hacerlo, la cual surge de la necesidad de un replanteamiento estratégico del desarrollo del sector energético en general y del eléctrico en particular. Voluntad que se ha materializado con el inicio de la construcción de los proyectos hidroeléctricos destacados en apartados anteriores; así como, con la declaración de operación comercial del proyecto Paute-Mazar el 30 de diciembre del año 2010. En Ecuador, a partir de la expedición de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico–LRSE en 1996 y su posterior aplicación en abril de 1999, se adoptó un modelo de mercado, el cual no mostró los beneficios esperados y más bien se produjeron grandes deudas de los agentes distribuidores y una alta cartera vencida para los generadores, afectando en forma sustancial especialmente a los generadores térmicos, cuyos flujos no les permitió atender sus costos operativos ni cumplir con sus obligaciones, peor aún realizar inversiones para optimizar o modernizar sus instalaciones. De igual manera el capital privado esperado no fluyó hacia las nuevas inversiones en generación ya sea por la cartera vencida demostrada en este segmento o por la inseguridad jurídica. Por estas razones el sector eléctrico tuvo que dar un cambio radical, en lo que es conocido como el movimiento pendular (Mercado Estado), y regresar al esquema estatal verticalmente integrado del sector, situación que inicia a partir de la expedición del Mandato Constituyente No. 15 en agosto de 2008, dentro del proceso de emisión de la nueva Constitución Política de la República del

Ecuador. Bajo este instrumento legal, el Estado asume para si la responsabilidad de realizar las inversiones en el sector eléctrico (Asamblea Constituyente, 2008), iniciándose las gestiones para la materialización de los proyectos hidroeléctricos que hoy están en construcción u operación. Este esquema ha sido ratificado y fortalecido con la expedición, en enero de 2015, de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica5. Desde la perspectiva del usuario final, la disponibilidad de las plantas de generación va a incidir directamente sobre la tarifa. La tarifa vigente o costo medio del servicio eléctrico nacional es de 8,409 cUSD/kWh, valor para el cual el Costo Medio de Generación es de 4,409 cUSD/kWh, el valor agregado de distribución de 3,490 cUSD/kWh y para el costo medio de transmisión 0,51 cUSD/KWh (CONELEC, 2014). Una adecuada planificación de la generación en el Sector Eléctrico supone el desarrollo y fomento armónico de la composición y contribución de las plantas que utilizan como fuente primaria energía renovable y no renovable (térmica-hidráulica-eólica-biomasa-gas natural-solar), de tal manera que se pueda compensar las deficiencias y dependencia de los ciclos naturales como el hidrológico. Los recursos energéticos renovables en Ecuador son lo suficientemente extensos para soportar el desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional en un esquema de sustitución de hidrocarburos como fuente primaria para la transformación en energía eléctrica, situación que se evidencia en la capacidad hidroenergética para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos, según lo identificado por el ex - INECEL y expuesto en apartados precedentes. Al momento en el país están en desarrollo varios proyectos hidroeléctricos, lo cual hace que se vuelva urgente definir una metodología de gestión, investigación, 5 Esta nueva Ley crea la Agencia de Regulación y Control de Electricidad – ARCONEL, en lugar del CONELEC.

139


Tabla 3.7/ Generación hidroeléctrica (%) en países de la región (CONELEC, 2012)

desarrollo tecnológico y diseminación, que se sustente en la capacidad humana y física de nuestros centros e institutos de investigación y la industria establecida, con el apoyo del Estado, para el desarrollo de los aspectos estratégicos que permitan la asimilación social de estas tecnologías y su óptima administración en el contexto de la excelencia operacional y gestión de activos basados en normas internacionales, como por ejemplo las familias de normas ISO 55000. A nivel latinoamericano, Ecuador está ubicado en el sexto puesto respecto de su capacidad instalada hidroeléctrica, siendo Paraguay el país con mayor componente hidroeléctrico, mientras que Argentina es el país que menor componente posee, conforme lo indicado en la Tabla 3.7.

carbón, gas natural, geotermia y petróleo. Esto se evidencia en la Tabla 3.8, donde se puede notar que alrededor del 95 % de la potencia instalada nacional está compuesta por generación hidráulica térmica. Así mismo, se nota que el componente térmico ha incrementado su participación desde 45 % en el 2003 a más de 50 % en el 2013. En el caso particular de la potencia cuya fuente primaria proveniente del aprovechamiento de recursos hídricos, se evidencia en el Ecuador que la participación de la potencia instalada hidroeléctrica, respecto la potencia instalada total, presenta una tendencia decreciente, producto de la falta de inversión en el desarrollo de nuevas centrales de generación hidroeléctrica en la última década. Sin embargo, se evidencia que la potencia instalada en términos absolutos ha tenido una tendencia creciente, situación que se ve en la Figura 3.5.

3.5.1 / Potencia instalada y energía 3.5.1.1 / Potencia Instalada

140

La matriz energética eléctrica del Ecuador, a lo largo de la historia ha estado compuesta principalmente por energía cuyas fuentes primarias provienen de recursos hídricos y derivados del petróleo, a diferencia de otros países en donde se explota de manera intensiva

Respecto de la potencia efectiva en interconexiones, Ecuador dispone de un sistema de transmisión con Colombia, a través de las líneas de transmisión: Tulcán - Ipiales a 138 kV y Pomasqui - Jamondino a 230 kV; y, con Perú a través de la línea de transmisión: Machala – Zorritos a 230 kV. La Tabla 3.9 describe la evolución histórica de la potencia efectiva en interconexiones.


Tabla 3.8 / Evolución de la Potencia Instalada (MW) (CONELEC, 2012)

Figura 3.5 / Evolución de la Potencia Hidroeléctrica Instalada (MW). (CONELEC, 2012).

Por otro lado, la participación privada en el sector eléctrico a través de centrales de generación hidroeléctrica, ya sea a través de inversión extranjera directa o capital nacional, se puede evidenciar en la Tabla 3.10, donde 18 centrales de generación que provienen del sector privado representan 92 MW de potencia efectiva instalada, totalizando un 4 % de participación frente al sector público.

hidroeléctrica Baba (42 MW), el parque eólico Villonaco (16,5 MW) y tres centrales de generación fotovoltaica (3,2 MW en total). Las Tablas 3.11, 3.12 y 3.13 detallan la potencia instalada (nominal y efectiva) en el país por cada empresa de generación registrada, por segmento (generadoras, distribuidoras, auto productores) y por tipo de fuente primaria (hidráulica, térmica, etc.) (CONELEC, 2012).

Durante el año 2013 ingresó nueva generación eléctrica al sistema eléctrico nacional de manera reducida, esto es el caso de la central

Los 5.125 MW de potencia efectiva instalada (excluyendo interconexión), al año 2013, corresponden a un total de 230 centrales de

141


Tabla 3.9 / Evolución de la Potencia Instalada en Interconexiones (MW) (CONELEC, 2012)

Tabla 3.10 / Participación Púbica vs Privada en Hidroeléctricas (CONELEC, 2012).

Tabla 3.11 / Centrales de Empresas Generadoras. Fuente: (CONELEC, 2012).

142


Tabla 3.12 / Centrales de Empresas Autoproductoras (CONELEC, 2012).

Tabla 3.13 / Centrales de Empresas Distribuidoras (CONELEC, 2012).

143


generación, de las cuales 55 corresponden a centrales hidroeléctricas conforme a los datos reportados por los agentes del sector eléctrico (CONELEC, 2012).

3.5.1.1 Producción de energía La producción de energía eléctrica en el Ecuador se sustenta en: empresas de generación de energía, la producción de las centrales de generación térmica e hidráulica inmersas en los sistemas de distribución y administradas por estas, la producción proveniente de los autogeneradores y la energía proveniente de las importaciones de Perú y Colombia. El crecimiento de la demanda de energía eléctrica en el Ecuador, en promedio, en la última década ha crecido a una tasa anual de 5 %. De la energía disponible, un 2 % (promedio anual de la última década) es utilizada para servicios auxiliares de las centrales de generación, el 3 % (promedio anual de la última década) se pierde en el Sistema Nacional de Transmisión (SNT) por efecto del transporte mismo de energía (pérdidas técnicas en SNT), mientras que

Tabla 3.14 / Energía Disponible (CONELEC, 2012).

144

en el segmento de distribución, las pérdidas de energía entre técnicas y comerciales, han experimentado una variación considerable e histórica durante la última década; así, el índice de pérdidas ha pasado del 23 % en el 2003 al 13 % en el 2013, situación que beneficia en gran medida al Sistema Eléctrico Nacional, puesto que durante la última década se ha obtenido una reducción de pérdidas acumulada de 7.910 GWh. Este valor implica que las empresas de distribución facturaron 672 millones de dólares adicionales (acumulado últimos diez años), frente a un escenario en el cual se hubiese mantenido el índice de pérdidas en distribución en 23 % anual. En la Tabla 3.14 se detalla el estadístico de producción de energía de la última década, en donde la energía disponible para servicio público es aquella que está a disposición de los consumidores finales, a través de los distintos sistemas de distribución. La energía no disponible para servicio público es aquella que producen los auto-generadores para satisfacer sus propias necesidades o las de sus empresas asociadas y que no se puede poner a disposición de los consumidores finales, salvo el caso de sus excedentes que pueden poner a disposición del Sistema Eléctrico Nacional. Los autoconsumos en generación es la energía requeri-


Tabla 3.15 / Evolución de Producción de Energía Hidroeléctrica.

Figura 3.6 / Evolución de Producción de Energía Hidroeléctrica.

da para los sistemas auxiliares en las plantas de generación de energía. La Tabla 3.15 y la Figura 3.6 muestran la producción histórica de energía hidroeléctrica respecto de la producción total bruta de energía en el Ecuador (CONELEC, 2012). El pico registrado en el año 2008 se debe fundamentalmente a la abundancia hidrológica inusual registrada en

ese año, mientras que los incrementos en los años 2011 y 2012 corresponde al ingreso de la central Mazar (170 MW de potencia) y a su embalse que permite mejorar la producción aguas abajo, en la central Paute-Molino. Para la producción de energía, las centrales térmicas con motores de combustión interna (MCI), unidades turbovapor, turbogas, utilizan

Tabla 3.16 / Histórico de Consumo de Combustibles (CONELEC, 2012)

145


diferentes tipos de combustibles como fuel oil, diésel, nafta, bunker, residuo y bagazo de caña (biocombustible). La evolución histórica de la última década de los consumos de combustibles en el Sector Eléctrico Nacional. A excepción del diésel, se puede notar un incremento en el consumo de los principales combustibles (Tabla 3.16).

3.6 / Políticas de Estado y crecimiento de la demanda La Constitución de la República en sus artículos 15, 284, 304 y 334 incorpora el concepto de “soberanía energética”, producto de lo cual se devienen diversas políticas tendientes a alcanzar soberanía eléctrica, pues si bien las importaciones de energía a Perú y Colombia fundamentalmente representan un aporte a las reservas de energía y contribuyen a optimizar los costos de producción de energía eléctrica, ésta energía no debe constituirse como la base del abastecimiento de la demanda. En tal sentido el país viene desarrollando de manera intensiva proyectos de generación hidroeléctrica para desplazar la generación termoeléctrica, e implementando paralelamente políticas de protección de las cuencas hidrográficas para garantizar los caudales afluentes a dichos proyectos. El Sector Eléctrico, a través del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER), ha definido las políticas, bajo las cuales se desplegará las acciones necesarias para alcanzar la soberanía energética dispuesta en la Constitución de la República. Por la importancia del tema, dichas políticas se presentan a continuación (CONELEC, 2012):

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“1. El Plan Maestro de Electrificación forma parte de la Planificación Nacional y por lo tanto debe sustentarse en las políticas y objetivos del Plan Nacional para el Buen Vivir y la Agenda de los Sectores Estratégicos. Deberá ser elaborado con una visión integral

del país, tomando en consideración las realidades y políticas de todos los sectores de la economía, entre ellos la matriz productiva, el desarrollo del sector minero y los proyectos del sector hidrocarburífero, para lo cual se requiere la interacción con los actores y responsables de dichos sectores, tarea en la que esta Cartera de Estado seguirá actuando como lo ha hecho hasta el momento. 2. En este sentido, la proyección de la demanda, que constituye el elemento básico y fundamental sobre el cual se desarrolla la planificación de la expansión del sistema, debe considerar a más del crecimiento tendencial de la población y del consumo, la incorporación de importantes cargas en el sistema, como son los proyectos mineros, sistemas petroleros aislados, la Refinería del Pacífico, el cambio de la matriz energética productiva del país; y fundamentalmente, la migración de consumos de GLP y derivados de petróleo a electricidad, una vez que el país cuente con la producción de los proyectos de generación que hoy se ejecutan. También se deben considerar los efectos de las acciones que se desarrollan para mejorar la eficiencia energética en los sectores residencial y productivo. 3. El desarrollo de megaproyectos, como es el caso de la Refinería del Pacífico, tiene un alto impacto en la economía de la zona, con la presencia de una población que se desplaza para el desarrollo del proyecto, lo cual acarrea el surgimiento de nuevas actividades productivas y comerciales, y de empresas de bienes y servicios, infraestructura, provisión de equipos, materiales, etc., aspectos que necesariamente deben ser considerados en la proyección de la demanda. 4. Debe considerarse asimismo, que por primera vez en la historia energética de este país, se están generando espacios de coordinación entre el sector eléctrico y el sector petrolero. La planificación debe considerar por tanto la demanda de los campos e instalaciones petroleras públicas y privadas, así como también la capacidad instalada y la


oferta de energía de ese sector; así como, sus planes de expansión mediante el aprovechamiento del gas asociado. 5. La expansión de la generación, debe partir de una línea base que constituyen los proyectos que han sido calificados como emblemáticos, y que en calidad de tales están siendo ejecutados por las empresas públicas del sector. Los cronogramas de ejecución y fechas estimadas para la operación de estos proyectos, deben ser coordinados de manera directa con el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable. 6. La expansión de la generación debe considerar niveles mínimos de reserva para garantizar el abastecimiento interno, los cuales deben estar debidamente sustentados en estudios técnicos. 7. Sobre esta base, son los ejercicios de planificación y las herramientas de optimización de las que dispone el CONELEC, las que deben dar las señales sobre la expansión de la generación y sobre los proyectos que deben ser ejecutados para satisfacer los diferentes escenarios de crecimiento de la demanda, dentro del período de planificación. 8. Las decisiones respecto de los mecanismos que se apliquen para el desarrollo y ejecución de nuevos proyectos, sea por acción directa del Estado o por delegación a otros sectores de la economía, constituyen hechos subsecuentes que devienen de la planificación y que podrán tomarse una vez que se hayan identificado los proyectos, sus características y sus requerimientos de financiamiento. 9. Siendo la soberanía energética uno de los pilares fundamentales de la política sectorial, las importaciones de energía representan un aporte adicional para la optimización de costos y reforzamiento de la reserva, pero de ninguna manera pueden constituir una base para el abastecimiento. 10. Debe considerarse asimismo, que constitu-

ye uno de los objetivos del sector convertir al Ecuador en un país exportador de energía. La planificación debe incorporar este escenario, identificando las capacidades de exportación y la infraestructura necesaria para conseguir este objetivo. 11. La expansión de la generación térmica debe considerar la disponibilidad de combustibles, así como las políticas, proyectos actuales y futuros del sector hidrocarburífero, como es el caso del desarrollo en la explotación del gas natural. Por otra parte no se deben desatender las iniciativas privadas que de manera formal han respondido a las señales regulatorias tendientes a incentivar el desarrollo de las energías renovables no convencionales. 12. La expansión de la transmisión debe ajustarse a las nuevas condiciones de generación y demanda, priorizando la seguridad del sistema, la satisfacción de la demanda y el cumplimiento de los niveles de calidad establecidos. 13. La expansión de la distribución debe considerar los cambios que requiere el sistema por efectos de la migración de consumos hacia la electricidad, lo cual constituye el cambio de la matriz energética desde el lado del consumo. 14. El financiamiento de la expansión en generación, transmisión y distribución, conforme lo determina el Mandato No.15, se encuentra principalmente a cargo del Estado, con recursos que provienen de su Presupuesto General. Para identificar alternativas de financiamiento para la expansión del sistema, es imprescindible contar con la información que debe surgir del Plan Maestro de Electrificación, en relación con la inversión requerida y la programación decenal de recursos.”

Conforme lo analizado en apartados anteriores, el crecimiento de la demanda de energía eléctrica presenta una tendencia promedio del 5 % anual en la última década. Sin embargo,

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la previsión para los próximos años consideran a más de este comportamiento tendencial “natural” por el crecimiento de la población y consumo, la incorporación de nuevas cargas especiales, que provienen de una planificación estratégica trazada por el Estado y que se pueden resumir en:

tadas que contemplen la evolución histórica de la demanda a nivel nacional, los impactos producidos por la incorporación de cargas especiales al sistema, variables políticas, económicas, sociales, ambientales y tecnológicas que reflejan el comportamiento de la demanda eléctrica (CONELEC, 2013).

• Proyectos mineros, • Refinería del Pacífico, • Migración de consumo de GLP a electricidad.

Con base en estudios econométricos que correlacionan clientes y consumo de energía con crecimiento poblacional y PIB, y considerando las políticas sectoriales antes expuestas, el CONELEC ha realizado el estudio de proyección de la demanda y se han determinado cinco hipótesis de crecimiento, de las cuales van desde

Bajo este contexto, el estudio de proyección de la demanda de energía eléctrica debe considerar una serie de hipótesis debidamente susten-

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Figura 3.7 / Demanda de Electricidad y Escenarios de Crecimiento. Fuente: (CONELEC, 2013).


la línea base de proyección a la incorporación de las cargas especiales relacionadas con minería, industria cementera, siderurgia, transporte, petroquímica, la sustitución de GLP por electricidad, así como también los programas de uso eficiente de energía. A continuación se presenta los cinco escenarios de crecimiento de la demanda tanto en energía como en potencia (Figuras 3.7 y 3.8), donde:

H1: Proyección tendencial H2: H1 + Cargas especiales + Eficiencia energética H3: H2 + cocinas eléctricas (inducción) H4: H2 + Refinería del Pacífico.

3.7 / Expansión de la generación Conociendo el estado actual de la infraestructura de generación del sector eléctrico ecuatoriano, detallado en los apartados anteriores, así como las perspectivas de consumo de energía dadas por el crecimiento natural tendencial de la demanda e incorporación de cargas especiales, es necesario determinar el requerimiento de nueva infraestructura en generación que permita atender el crecimiento de potencia y energía previsto bajo condiciones de calidad, seguridad, eficiencia y bajo el contexto de autosuficiencia de abastecimiento (sin importaciones). Con estos antecedentes, desde el año 2014 al 2018 y en el año 2021 deberá incorporarse nueva generación de energía a través de proyectos hidroeléctricos o termoeléctricos para sostener el crecimiento de la demanda

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Figura 3.8 / Demanda de Potencia y Escenarios de Crecimiento. Fuente: (CONELEC, 2013).


Tabla 3.1 7 / Plan de Expansión en Generación. (CONELEC, 2013)

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Tabla 3.18 / Producción de Energía en Escenario Hidrológico Medio. Fuente: (CONELEC, 2013)

previsto. El detalle de la planificación del ingreso de proyectos y sus características se detalla en la Tabla 3.17 (CONELEC, 2013). De la tabla 3.17 se puede determinar que la expansión en generación prevista hasta el año 2021 está sustentada fundamentalmente en hidroelectricidad, pues el 80 % de la energía y potencia instalada provienen de esta fuente primaria, representando además el 77 % de la inversión frente a la generación térmica. Para un escenario de hidrología media, las simulaciones de la operación del Sistema Eléctrico Nacional presentan los siguientes resultados en cuanto a producción de energía, sin considerar sistemas aislados (Tabla 3.18). La Tabla 3.18 muestra que la demanda de energía del país es abastecida con una importante participación hidroeléctrica, cuyo porcentaje

máximo se esperaría para el 2017 (86 %) con la incorporación de los grandes proyectos que hoy están en construcción. Sin embargo, esta contribución decae paulatinamente hasta el 2021 y se recupera en el 2022 en donde se espera el ingreso de la central hidroeléctrica Paute-Cardenillo. Para mejor comprensión se presenta la Figura 3.9, en donde se evidencia la importante participación hidroeléctrica en el abastecimiento de la demanda y su comportamiento tendencial durante la siguiente década. Como resultado de la implementación del plan de expansión, y al ser éste predominantemente hidroeléctrico, el consumo de combustibles experimentaría una variación considerable, es así que para cuando ingresen los proyectos hidroeléctricos en construcción (año 2016) se esVer gráfico a color / pag. 415

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Figura 3.9 / Producción de Energía en Escenario Hidrológico Medio. Fuente: (CENACE, 2014)


peraría una disminución del 56 % frente al año inmediato anterior, efecto que irá atenuándose a medida que transcurre el tiempo y la demanda del Sistema Eléctrico Nacional crezca. Este

efecto se puede apreciar en la Tabla 3.19, valores estimados para un escenario hidrológico medio, mientras que la Figura 3.10 es la representación gráfica de la variación proyectada de consumo de combustibles.

Tabla 3. 19 / Consumo de Combustibles, Escenario Hidrológico Medio. Fuente: (CONELEC, 2013)

Ver gráficos a color / pag. 415

Figura 3.10 / Consumo de Combustibles, Escenario Hidrológico Medio (CENACE, 2014).

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Figura 3.11 / Evolución de Emisiones de CO2. Fuente: (CENACE, 2014).


De igual manera y por efecto de la disminución de la quema de combustibles derivados del petróleo o gas natural y la inserción de energía hidroeléctrica, el medio ambiente resultará beneficiado por la disminución de emisión de gases de efecto invernadero, fundamentalmente CO2. En esencia, se experimentará una reducción de 11.75 millones de toneladas de CO2 frente a un escenario de generación de energía eléctrica con una composición del parque de generación hidroeléctrico/termoeléctrico similar a la actual, es decir con un 53 % de componente hidroeléctrico. La Figura 3.11 muestra la evolución de la variación de emisiones, en millones (MMT) de toneladas de CO2.

3.8 / Márgenes de reserva

disponible y la despachada, presentan valores porcentuales que varían en el rango del 8 % al 38 % siendo los valores más bajos los que ocurren en las horas de demanda máxima de ciertos meses del año (18:00 h –22:00 h).

3.8.2 / Márgenes de reserva proyectados Para el periodo abril 2014-marzo 2015, se esperaba el ingreso de nueva generación según el siguiente detalle (CENACE, 2014):

Proyectos hidroeléctricos: Manduriacu, 60 MW (1/ene/2015); San José de Tambo, 8 MW (31/ may/2014); proyecto Mazar-Dudas, 21 MW (28/ sep/2014); Saymirin V, 7 MW (1/jul/2014); Chorrillos, 3.96 MW (1/sep/2014); Victoria, 10 MW (1/ nov/2014); Isimanchi, 2,25 MW (1/jun2014).

3.8.1 / Márgenes de reserva históricos Las reservas históricas (2011-2013) de potencia (incluido Regulación Primaria de FrecuenciaRPF y Regulación Secundaria de Frecuencia - RSF) en el Sistema Eléctrico Nacional determinadas como la diferencia entre la potencia disponible y la despachada presentan valores porcentuales que varían en el rango del 3 % al 45 %, siendo los valores más bajos los que ocurren en las horas de demanda máxima de ciertos meses del año (18:00h –22:00 h), mientras que las reservas de potencia más altas se presentan durante las horas de demanda mínima (01:00 h – 06:00 h). De esta observción, obtenida de datos estadísticos, se concluye que al disponer de reservas inferiores al 10 %, el sistema, bajo determinadas condiciones de demanda y oferta, estaría en vulnerabilidad en las horas de demanda máxima para ciertas épocas del año, puesto que la reserva recomendada para RPF se ubica en 5 % (Ecuador aislado) y la reserva de potencia para RSF está en 5 %, en un escenario de Ecuador sin conexión con Colombia (CENACE, 2014). En cuanto a las reservas históricas (2011-2013) de energía en el Sistema Eléctrico Nacional determinadas como la diferencia entre la energía

Proyectos termoeléctricos: Guangopolo II, fuel oil: fase I, 16 MW (15/mar/2014), fase II, 16 MW (30/abr/2014), fase III, 16 MW (19/may/2014); proyecto Esmeraldas II, fuel oil: fase I, 48 MW (29/mar/2014), fase II, 48 MW (21/jun/2014); Machala 3, 70 MW (31/mar/2015). Proyectos Fotovoltaicos: Chota Piman, 8 MW (9/abr/2014); Mitad del Mundo, 10 MW (22/ feb/2014); Villa Cayambe, 16 MW (15/mar/2014); San Alfonso, 6 MW (1/jul/2014); Santa Elena, 25 MW (27/nov/2013); Solarconnection, 20 MW (31/ dic/2014); Condorsolar, 30 MW (31/dic/2014); Lagarto, 20 MW (30/dic/2014). Para un escenario de cumplimiento de ingreso de la nueva generación antes descrita y considerando Ecuador sin interconexiones, las reservas previstas de potencia (incluye RSF) se estiman así: Reserva mínima: 8 % (Abr. 2014), Reserva máxima: 18 % (Mar. 2015) (CENACE, 2014). Las reservas previstas para energía, para los diferentes escenarios hidrológicos y Ecuador sin interconexiones, se detallan a continuación (CENACE, 2014):

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i) Hidrología seca (90 % de probabilidad de excedencia).- Reserva mínima: 10.4 % (Nov. 2014), Reserva máxima: 30,6 % (Julio 2014). ii) Hidrología media (50 % de probabilidad de excedencia).- Reserva mínima: 25.4 % (Abr. 2014), Reserva máxima: 39,9 % (Julio 2014). iii) Hidrología lluviosa (10 % de probabilidad de excedencia): Reserva mínima: 33.9 % (Oct. 2014), Reserva máxima: 48,9 % (Enero 2015). Para el periodo 2015-2023, para un escenario de cumplimiento de ingreso de la nueva generación descrita en el Plan de Expansión de la Generación y para Ecuador sin interconexiones, las reservas previstas de potencia (incluye RSF) se estiman así: Reserva mínima: 22 % (Marzo 2015), Reserva máxima: 58 % (Julio 2016) (CONELEC, 2013). Finalmente, para el periodo 2015-2023, las reservas previstas para energía, para los diferentes escenarios hidrológicos y Ecuador sin interconexiones, se detallan a continuación (CONELEC, 2013): i) Hidrología seca (90 % de probabilidad de excedencia).- Reserva mínima: 5 % (Nov. 2019), Reserva máxima: 45 % (Ago. 2016). ii) Hidrología media (50 % de probabilidad de excedencia): Reserva mínima.- 20 % (Mar. 2015), Reserva máxima.- 52 % (Julio 2016). iii) Hidrología semiseca (75 % de probabilidad de excedencia).- Reserva mínima: 11 % (Nov 2019), Reserva máxima: 51 % (Mayo 2016).

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3.9 / Comentarios finales A partir del año 2005, con el inicio de la construcción de la central hidroeléctrica Paute- Ma-

zar, el sector eléctrico ecuatoriano emprendió una etapa de cambios profundos. Las nuevas políticas energéticas buscan, a mediano plazo, la capacidad de autoabastecimiento de energía en el país, tal es así que a la fecha el Ecuador acomete con la construcción simultánea de 8 mega proyectos hidroeléctricos. Con una inversión superior a los 5.000 millones de dólares, se pretende llegar para el año 2016 al 90 % como componente de energía hidráulica dentro de la matriz eléctrica del país. El aporte en potencia instalada en bornes de generación por los proyectos hidroeléctricos actualmente en construcción es de 3.021 MW, quedando definida la alta prioridad que implica el aporte de generación hidroeléctrica dentro de la oferta proyectada en el país. La planificación de la expansión de la generación eléctrica en el Ecuador, se basa en estudios de oferta y demanda elaborados por el Consejo Nacional de Electricidad – CONELEC (hoy ARCONEL) y plasmados en el Plan Nacional de Electrificación. La demanda asumida por el CONELEC con proyección 2013-2022, se basó en la hipótesis que contempla: demandas industriales vinculadas con la actividad minera, cemento, siderúrgica, transporte, petrolera, proyectos de eficiencia energética, la ciudad del conocimiento Yachay, demandas de la refinería del Pacífico y la demanda del Programa Nacional de Cocción eficiente, teniendo como resultado del modelo de proyección la potencia expuesta en la Figura 3.12. A su vez, la infraestructura planificada para la expansión para el año 2022, con el afán de abastecer la demanda proyectada se presenta en la Figura 3.13, donde se evidencia una vez más la prioridad de la hidroelectricidad dentro de la matriz energética futura. Con lo expuesto en párrafos anteriores, queda muy claro que el objetivo del sector eléctrico para el año 2022 es conseguir una soberanía energética con énfasis y protagonismo del componente hidroeléctrico dentro de la matriz energética (Figuras 3.9 y 3.13). Sin embar-


Figura 3.12 / Evolución de la demanda en potencia en bornes de generación (CONELEC, 2013).


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Figura 3.13 Infraestructura en generación para el plan de expansión de generación 2013-2022 (CONELEC, 2013)


go, se debe considerar que la construcción de una central hidroeléctrica lleva grandes retos a ser superados, tales como: topografía y geología compleja, requerimiento de infraestructura de alta tecnología, contar con empresas constructoras (y fiscalizadoras) con experiencia, mano de obra calificada, problemas sociales y ambientales, etc., situaciones que hacen que en un proyecto de estas características no sea posible evitar variaciones en costos y plazos programados. De esta forma, en el caso de Ecuador, que de manera simultánea se encuentra ejecutando la construcción de 8 mega proyectos hidroeléctricos, definitivamente existe riesgo de que se generen cambios en los presupuestos y plazos planificados. El sector eléctrico debe contemplar estas posibilidades y prever los recursos económicos adicionales que podrían requerirse, y que probablemente serán de magnitudes considerables para la economía de un país como Ecuador. De igual forma en cuanto a plazos, se deberá contar con áreas de programación y control de alta eficiencia, de tal forma que permitan una comunicación constante hacia las autoridades del nivel que corresponda con información veraz y oportuna a fin de mantener una planificación dinámica de las fechas reales de entrada de operación de las nuevas centrales en construcción.

156

Al iniciar el año 2015, los escenarios de proyección de la oferta de energía eléctrica, dados por la construcción de los proyectos de generación de energía, están en pleno cumplimiento, consecuentemente no se evidencia riesgo elevado de desvío de las programaciones de expansión de la oferta. Sin embargo, se puede evidenciar cierto nivel de riesgo de cumplimiento de las hipótesis de crecimiento de la demanda de energía, por lo que resulta necesario continuar los estudios que permitan verificar el ajuste real que se dará en el periodo 2016-2022 entre oferta y demanda, lo cual permitirá dimensionar con mayor precisión los volúmenes de energía disponibles para exportación. Ello deberá ir de la mano de una gestión cada vez “más moderna” del Sistema Eléctrico Nacional

a través de incorporar al mismo las tecnologías de la información y comunicación (TICs), en una trayectoria hacia las denominadas redes inteligentes o “smart-grids”. Así mismo, para aprovechar eficientemente las oportunidades de exportación de energía eléctrica, mismas que dependerán en gran medida del cumplimiento de las hipótesis de crecimiento de la demanda, sobre todo las cargas especiales, será necesario que el país se prepare y lidere el rompimiento de las barreras técnicas (existencia de vínculos físicos para exportación de energía hacia los países objetivo), comerciales (viabilidad de suscripción de acuerdos de compra-venta de energía), políticas (voluntad política para la integración regional) y legales (armonización legal y regulatoria que permitan la exportación - importación entre los países objetivo) que viabilicen la comercialización de energía eléctrica hacia los países de la región. En el caso de presentarse el escenario apto para la exportación de energía, lo cual implica en primer lugar el abastecimiento interno de la demanda, pero de no haberse superado las barreras antes indicadas, es posible que se limite la exportación de energía eléctrica a los países de la región. Al ser los proyectos hidroeléctricos parte del sector energético, mismo que es estratégico para el país y un componente clave del desarrollo nacional, resulta necesario buscar la excelencia operacional en la administración de dichos proyectos. Ello obliga a buscar sistemas de gestión orientados hacia ello e implementarlos en la administración de estos activos estratégicos. Como ejemplo se cita la familia de normas de gestión de activos ISO 50.000, emitidos en febrero de 2014 por la International Organization for Standardization – ISO; consecuentemente queda el reto de implementar esta clase de sistemas de gestión en el sector eléctrico ecuatoriano. Un reto importante para el país en el largo plazo es sostener una matriz energética (eléctri-


ca) con un componente de al menos 90 % de hidroelectricidad, puesto que ello demandará ingentes recursos económicos para continuar desarrollando proyectos de generación hidroeléctrica. Sin embargo de este reto, que mantiene como hipótesis subyacente que la hidroelectricidad será más económica que la energía termoeléctrica, se ve necesario que se estudie para el futuro cuán competitivos se vuelven ciertos proyectos de generación termoeléctrica y estudiar cuál es el punto en el que la generación termoeléctrica se vuelve competitiva frente a la hidroeléctrica por la disminución del precio del petróleo, si éste se mantuviera bajo en el largo plazo. Así mismo, es necesario estudiar la combinación óptima de energía hidroeléctrica, termoeléctrica y de

otras fuentes no convencionales (solar, eólica, geotérmica, etc.) para disminuir el riesgo de desabastecimiento debido a escenarios hidrológicos de extrema sequía.

3.10 / Referencias y Material de Consulta

10. Coz, F., & Sanchez , T. (1995). Manual de Mini y Microcentrales Hidráulicas. Lima, Perú: Intermediate Technology Development Froup, ITDG. 11. ESHA. (2006). Guía para el desarrollo de una pequeña central hidroeléctrica.Intelligent Energy Europe. 12. Fernández, I., & Robles, A. (2012). Centrales de Generación de Energía Eléctrica. Cantabria: Universidad de Cantabria. 13. HIDROPAUTE, C. E. (2012). Curso Intensivo Fundamentos de PLANIFICACIÓN DE PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS. 14. Larsson, S., Fantazzini, D., Davidsson, S., Kullander, S., & Höök, M. (2014). Reviewing electricity production cost assessments. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 170–183. 15. MAP, R. I. (2012). Renewable energy promotion policies. Recuperado el 3 de marzo de 2014, de http://www.map.ren21.net/pdf/renewablepolicytable.aspx 16. MEER. (2008). Matriz Energética del Ecuador. Quito, Ecuador: Ministerio de Electricidad y Energías Renovables. 17. MEER. (2010). Inventario de Recursos Energéticos con Fines de Generación Eléctrica. MEER, Quito.

1. CENACE. (2014). Estudio de Reserva de Generación. 2. CENACE. (2014). Plan de Operación del Sistema Nacional Interconectado. 3. CENTROSUR. (2012). TRAYECTORIA. CENTROSUR, Cuenca. 4. CEPAL, OLADE, & GTZ. (2000). Energia y Desarrollo Sustentable en América Latina y el Caribe: Guía para la Formulación de Políticas Energéticas. 5. CONELEC. (2012). Estadísitca del Sector Eléctrico Ecuatoriano. 6. CONELEC. (2013). Plan Maestro de Electrificación 2013 - 2022. Quito: CONELEC. 7. CONELEC. (2014). Análisis del Costo y Pliego Tarifario del Servicio Eléctrico Resolución No. 030/2014, Mayo. 8. CONELEC. (13 de Marzo de 2014). Participación de los generadores de energía eléctrica producida con Recursos Energéticos Renovables No Convencionales (Codificación Regulación No. CONELEC 001/13). Quito: Consejo Nacional de Electricidad. 9. CONELEC, & CIE. (2008). Atlas Solar del Ecuador con fines de generación eléctrica. CIE, Quito.

Finalmente, queda planteado el reto de aprovechar las experiencias y transferencia tecnológica que se está produciendo con la construcción de los múltiples proyectos hidroeléctricos en el periodo 2005-2017 para en el mediano y largo plazos construir centrales hidroeléctricas con el 100 % de ingeniería, fiscalización y mano de obra locales, así como propender al uso máximo de componentes nacionales en la construcción de las centrales que el país requiera en el futuro.

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18. MEER. (2010). Plan para el aprovechamiento de los recursos geotérmicos en el Ecuador. MEER, Quito. 19. OLADE. (2011). Organización Latinoamericana de Energía. 20. PME, C. (2009). Plan Maestro de Electrificación 2009-2020. Quito, Ecuador: CONELEC. 21. Renovable, M. d. (s.f.). Ministerio de Electricidad y Energía Renovable. Recuperado el 2013, de http://www.energia.gob.ec/ 22. Senplades. (2009). Plan Nacional para el Buen Vivir 2009-2013. Quito, Ecuador. 23. SENPLADES. (2013). Plan Nacional para el Buen Vivir 2013-2017.Quito. 24. Torres, M., & Arana, E. (2010). Energía eólica: Cuestiones jurídicas, económicas y ambientales. Navarra, España: Civitas, Thomson Reuters.

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IV /

Hidrógeno electrolítico: perspectivas de producción y uso en Ecuador Manuel Raúl Peláez Samaniegoa, c, Gustavo Riveros Godoyb, Santiago Torres Contrerasd, f, Tsai García Péreze, Manuel García Rentéf, Esteban Albornoz Vintimillaf (*)

Facultad de Ciencias Químicas, Universidad de Cuenca, Cuenca-Ecuador b Itaipu Technological Park, Paraguay c Department of Biological Systems Engineering, Washington State University, WA, Estados Unidos d Facultad de Ingeniería Eléctrica, UNICAMP, Brasil e The Voiland School of Chemical Engineering and Bioengineering, Washington State University, Pullman, WA, USA f Facultad de Ingeniería, Universidad de Cuenca, Cuenca-Ecuador. a

* Forma de referenciar este capítulo: Peláez Samaniego, M. R., Riveros Godoy, G., Torres Contreras, S., García Pérez, T., García Renté, M., Albornoz Vintimilla, E., 2015.Hidrógeno electrolítico: perspectivas de producción y uso en Ecuador. En: “Energías renovables en el Ecuador. Situación actual, tendencias y perspectivas”, Editores: Peláez Samaniego, M.R. y Espinoza Abad, J.L. Universidad de Cuenca. Gráficas Hernández, Cuenca, Ecuador.

“… without coal there would be no machinery, and without machinery there would be no railways, no steamers, no manufactories, nothing of that which is indispensable to modern civilization!”. “But what will they find?” asked Pencroft. Can you guess captain?” “Water”, replied Harding. “Water?”, cried Pencroft, “water as fuel for steamers and engines ! Water to heat water!” “Yes, but water decomposed into its primitive elements”, replied Cyrus Harding, “and decomposed doubtless, by electricity…” (The Mysterious Island, Julio Verne, 1874)

4.1 / Introducción El desarrollo sostenible de una sociedad involucra la necesidad de alcanzar simultáneamente crecimiento económico, equidad social y protección al medio ambiente. En el caso del desarrollo económico, reflejado en la evolución del Producto Interno Bruto (PIB) de cada país, este se ha relacionado, históricamente, con la producción y el consumo energético. En este sentido, se ha podido observar que variaciones en el PIB provocan también variaciones en el consumo energético, como se ve en la Figura

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Figura 4.1 / Comportamiento de la variación del PIB y de la demanda de energía eléctrica en Ecuador. Fuente: CONELEC (2009).

4.1, que muestra el comportamiento de estos indicadores en años recientes en Ecuador. Sin embargo, este enfoque sobre desarrollo económico y consumo energético está cambiando en los últimos tiempos, debido a la percepción de que es posible alcanzar crecimiento económico de manera sustentable, introduciendo para ese fin políticas de eficiencia energéticay un mayor uso de recursos energéticos renovables.

160

La dependencia de la humanidad respecto a las fuentes energéticas ha cambiado gradualmente con el tiempo6. Esos cambios han ido acompañados de una tendencia hacia la “descarbonización” de la matriz energética mundial, proceso caracterizado por una mayor relación H/C (Hidrógeno/Carbono) en los combustibles. Siguiendo dicha tendencia, en los últimos años se ha incrementado la producción y uso de combustibles oxigenados (por ejemplo etanol) provenientes de la biomasa en varios países y se están estudiando alternativas de empleo directo del hidrógeno como combustible. No obstante, el consumo de combustibles en diversos sectores como el de transporte y de generación termoeléctrica, es todavía dependiente casi exclusivamente de fósiles como petróleo y gas natural. En el caso de Ecuador, aproxi6 Primero fue la leña, luego el carbón mineral, después el petróleo y, posteriormente, la energía nuclear y el gas natural.

madamente 47 % de la electricidad producida en el año 2012 tuvo origen en termoeléctricas (Pelaez-Samaniego et al., 2014), que emplean diésel, bunker, gas natural, etc. Estos recursos energéticos, además de ser no renovables, presentan constantes fluctuaciones en los precios y algunos de ellos son importados. Por otro lado, son bien conocidos los efectos ambientales y sobre la salud que provoca la combustión de los mismos, traduciéndose en mayores costos de la gestión de la salud pública de algunas ciudades (Balat, 2008) y en un deterioro ambiental evidente. Se espera que la expansión de la matriz de generación eléctrica en Ecuador usando energía hidráulica tenga repercusión no solo en la reducción de emisiones y en la economía del país, sino también en las perspectivas de producción de hidrógeno electrolítico (Pelaez-Samaniego et al., 2014). A pesar de los efectos negativos del uso de combustibles fósiles, se observa una tendencia creciente hacia un mayor uso de estos. El informe “Global Trends 2015” estima que en los próximos 30 años la demanda energética mundial crecerá aproximadamente en 50 %, y que para el año 2015 el consumo mundial de petróleo alcanzará aproximadamente 100 millones de barriles diarios, 16 millones más que los consumidos en el 2005 (IPE, 2008). Esta realidad está forzando al mundo a buscar alternativas frente a su alta dependencia en los

IV HIDRÓGENO ELECTROLÍTICO: PERSPECTIVAS DE PRODUCCIÓN Y USO EN ECUADOR

Manuel Raúl Peláez, Gustavo Riveros, Santiago Torres, Tsai García, Manuel García, Esteban Albornoz

combustibles fósiles y promover el uso de otras fuentes alternativas de energía, con criterios de eficiencia energética. Por este motivo, desde hace algunos años, varios países trabajan en el desarrollo de tecnologías para aprovechar diversas fuentes de energía renovable y, en el caso del sector del transporte, amplio consumidor de derivados del petróleo, se buscan alternativas urgentes para la sustitución, al menos parcial, de los combustibles líquidos derivados del petróleo. Dentro del panorama energético presentado, el hidrógeno es uno de los combustibles que se perfila como una importante opción de utilización en el sector del transporte a mediano y largo plazo, así como para la generación eléctrica, de preferencia en sistemas de Generación Distribuida (GD) y como materia prima o insumo para otros procesos industriales (Riveros, 2008; HYDROGEN, 2008; Galeano, 2008; Brisse et al, 2008; Almeida et al, 2007; Balat, 2008; Rifkin, 2003; Thomas, 2009; OECD/IEA, 2004). La demanda de hidrógeno para la producción de fertilizantes y para el hidrotratamiento de combustibles (fósiles y derivados de la biomasa) se espera que se incremente sustancialmente en los próximos años (Treehugger, 2009; EIA, 2008; Suresh et al, 2007; PRAXAIR, 2009). El objetivo del presente capítulo es analizar las posibilidades de producir y usar hidrógeno en Ecuador, ya sea como combustible, como materia prima en procesos industriales, o como insumo para la regeneración de energía eléctrica. La producción de hidrógeno puede usar diferentes recursos disponibles en el país, destacándose la posibilidad de producción de hidrógeno electrolítico. Por este motivo, el capítulo aborda, principalmente, la posibilidad de producción de hidrógeno electrolítico, aunque también se hace referencia a otros esquemas posibles de producción de hidrógeno que podrían ser considerados a futuro, sobre todo aquellos que usan biomasa como fuente de materia prima. Para el abordaje del tema se toman como base el trabajo “Factibilidad de pro-

ducción de hidrógeno electrolítico en la Unidad de Negocio Hidropaute”, efectuado en la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC S.A., hoy CELEC E.P.), Unidad de Negocio Hidropaute (año 2009) y el artículo “Production and use of electrolytic hydrogen in Ecuador towards a low carbon economy” (Pelaez-Samaniego et al., 2014). El capítulo inicia con un marco teórico, donde se exponen algunos conceptos sobre el hidrógeno, su producción, usos y transporte. El objetivo de esta parte es proporcionar elementos de juicio que permitan al lector valorar el alcance del trabajo e interpretar adecuadamente algunos resultados. A continuación se ha recurrido a la búsqueda de información relacionada con algunos aspectos característicos de la Unidad de Negocio Hidropaute y se ha determinado el potencial hidráulico con posibilidades de aprovechamiento para producir hidrógeno electrolítico. Debido a las grandes fluctuaciones mensuales de caudal vertido en la Unidad, al efecto del funcionamiento del embalse Mazar, así como a la necesidad de proveer de diferentes alternativas futuras en cuanto a la ejecución práctica de las propuestas, se ha visto la necesidad de crear escenarios sobre la disponibilidad de generación y aprovechamiento de energía eléctrica. Estos escenarios han servido de base para el análisis técnico-económico de la factibilidad de la producción de hidrógeno electrolítico. Una vez conocida la cantidad de energía disponible se ha determinado la cantidad de hidrógeno que se puede generar por vía electrolítica en los diferentes escenarios planteados. La comercialización del hidrógeno requiere conocer los mercados existentes en el país, por lo que se han analizado diferentes alternativas para el consumo del hidrógeno y del oxígeno producido en el Ecuador. Con esa información se ha procedido a identificar los lugares de producción y aprovechamiento tanto del hidrógeno como del oxígeno (subproducto de la electrólisis del agua). La naturaleza de

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los consumidores potenciales del hidrógeno y la cantidad de energía eléctrica disponible han permitido dimensionar la capacidad de producción y utilización del hidrógeno en diferentes condiciones, ya sea como combustible o como fuente de materia prima. Una vez definidos los usos posibles a corto o mediano plazo, se ha procedido a analizar los aspectos técnicos a tener en cuenta en la implantación de los sistemas de uso del hidrógeno y los efectos ambientales consecuentes. Finalmente, se ha efectuado un estudio económico y financiero de cada opción de aprovechamiento, teniendo en cuenta las inversiones requeridas, las condiciones de financiamiento y operación de cada esquema, así como los posibles ingresos extras por concepto de venta de créditos de carbono. Con los resultados obtenidos se concluye sobre la viabilidad o no de las propuestas y se han elaborado recomendaciones que podrían ser tomadas en cuenta para concretar los proyectos.

4.2 / Conceptos y estado de arte de producción y uso de hidrógeno 4.2.1 / Métodos de producción de hidrógeno El hidrógeno es el elemento químico más abundante en la naturaleza. No obstante, no se

Tabla 4.1 / Contenido energético de diferentes combustibles. Combustible

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Hidrógeno Gas Natural Licuado Propano Gasolina para automóviles Diesel para automóviles Etanol Leña seca Fuente: Ni et al (2006).

encuentra libre, sino que está asociado a compuestos químicos como el agua o los hidrocarburos. Debido a que las reacciones químicas para separar el hidrógeno de dichos compuestos no ocurren de manera espontánea, es necesario el empleo de otras formas de energía para su obtención. El hidrógeno no es una fuente primaria de energía, sino un vector energético, que permite liberar la energía disponible en él de manera controlada y acorde a determinada necesidad. El Poder Calorífico Inferior del Hidrógeno (contenido energético) es muy superior al de otros combustibles conocidos, como se muestra en la Tabla 4.1. Otras propiedades del hidrógeno y combustibles como el metano y la gasolina se muestran en la Tabla 4.2. La obtención de hidrógeno puede provenir de varias fuentes como el carbón mineral, hidrocarburos, biomasa, agua, etanol, metanol, etc. Actualmente el método más utilizado para la producción de hidrógeno a escala industrial es el reformado de gas natural (GN) con vapor (NREL, 2006). Por ello, la mayor parte del hidrógeno es producido a partir de este combustible o de fracciones ligeras de petróleo. Sin embargo, como es conocido, no todos los países disponen de estos recursos fósiles y, por otro lado, el empleo de éstos trae consigo efectos ambientales negativos. Otras vías de obtención del hidrógeno son: gasificación de hidrocarburos pesados, fermenta-

Contenido energético (MJ/kg 120 54.4 49.6 46.4 45.6 19.7 9.6 - 16.0



Tabla 4.2 / Propiedades físicas y químicas del hidrógeno, el metano y la gasolina. Propiedad Peso molecular (g/mol) Densidad (kg/Nm3). A presión atmosférica (0.101 MPa) y T = 0ºC Densidad de H2 líquido a 20 K Punto de ebullición (K) Poder Calorífico Superior (MJ/kg) Poder Calorífico Inferior (MJ/kg) Límites de inflamabilidad (% volumen) Toxicidad

Hidrógeno

Metano (H/C=4)

Gasolina (H/C=1.87)

2016

16,04

Aprox. 110

0,09 70,9 20,2 142 120 4,0–75,0 No tóxico

0,72 111,6 55,5 50 5,3–15,0 No tóxico

720–780 (líquido) 310–478 47,3 44 1,0–7,6 Tóxico encima de 50 ppm

Fuente: Balat (2008).

ción de biomasa y mediante procesos biológicos. La electrólisis del agua constituye también un método de producción ampliamente conocido y practicado desde hace mucho tiempo. No obstante, este proceso es solo viable a gran escala si se utiliza energía barata, derivada fundamentalmente de recursos renovables. La diversidad de fuentes de materia prima para producir hidrógeno lo hacen un “combustible universal” (Holladay et al., 2009). Ningún continente o país está excluido de la posibilidad de producirlo o comercializarlo (Winter, 2009). La producción mundial de hidrógeno hasta hace poco alcanzaba aproximadamente 50 millones de toneladas, con una tasa de crecimiento anual de aproximadamente 10 % (Winter, 2009). A pesar de que la producción de hidrógeno a partir de la reformación catalítica del gas natural continúa creciendo (National Research Council, 2004), se cree que el aumento del costo del GN en el mercado mundial que se espera en los próximos años, hará la electrólisis del agua mucho más competitiva en países con bajo costo de la electricidad (Holladay et al, 2009). El objetivo es producir hidrógeno a costos equivalentes al de la gasolina (Holladay et al, 2009). En la actualidad se observa que incluso regiones que no disponen de recursos hidroenergéticos,

como Hong Kong, están buscando alternativas para la producción de hidrógeno empleando energía eólica y solar para producir hidrógeno mediante electrólisis (Ni et al., 2006). Tanto en Estados Unidos, como en Australia, Alemania, Canadá, Japón, entre otros países, gobiernos e instituciones de investigación trabajan arduamente con una visión amplia de producción y empleo de hidrógeno dentro del concepto denominado “Economía de Hidrógeno” (CUTE, 2003; Rifkin, 2003; OECD/IEA, 2004; Hoffman, 2005; Pudukudy et al., 2014; Ren et al., 2015). En el caso del Ecuador, el hecho de no disponer de reservas importantes de gas natural, y siguiendo la tendencia de emplear recursos energéticos renovables, se ha recurrido al empleo de energía hidroeléctrica, cuyo potencial por explotar es alto. La Figura 4.2 muestra la ruta seguida para producir hidrógeno empleando diversas fuentes de energía renovable, en cuyo caso, la electrólisis del agua es el método más practicado. En la siguiente sección se detallan aspectos relacionados con la electrólisis del agua para producir hidrógeno ―por ser la tecnología que podría ser implantada en la Unidad de Negocio Hidropaute o en cualquier otra empresa de hi-

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TECNOLOGÍAS DE USO FINAL HIDROTRATAMIENTO PRODUCCIÓN DE NH3 HIDROENERGÍA

EÓLICA

PRODUCCIÓN DE METANOL ENERGÍA ELÉCTRICA

ELECTRÓLISIS

HIDRÓGENO

CELDAS DE COMBUSTIBLES MOTORES CI

SOLAR

TURBINAS CALDERAS

Figura 4.2 / Ruta de producción del hidrógeno a partir de fuentes renovables de energía usando electrólisis de agua y usos del mismo en diferentes sistemas.

dro-generación con características similares, así como algunos conceptos que permitirán una adecuada comprensión de las propuestas en el trabajo.

4.2.2 / Fundamentación teórica de la producción de hidrógeno por vía electrolítica La electrólisis, presentada por primera vez en el año 1800 por los químicos ingleses William Nicholson y Anthony Carlisle (Bockris y Reddy, 2000), es una reacción de oxidación-reducción opuesta a la que ocurre en una célula a combustible, siendo, por lo tanto, un fenómeno físico-químico no espontáneo, a través del cual se puede obtener hidrógeno de alta pureza (hasta 99,999 %). El esquema de un sistema de este tipo es presentado en la Figura 4.3.

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La descomposición del agua por la electrólisis ocurre cuando se aplica una fuerza electromotriz (potencial eléctrico) por encima de un potencial mínimo. Como resultado de este potencial se inducen reacciones parciales en los electrodos, los cuales se encuentran separa-

dos por una membrana capaz de conducir iones involucrados en el proceso. Las reacciones verificadas en el caso de un medio conductor ácido (Ullmann’s, 1997), son: En el Cátodo: 2H+ (aq) + 2e- En el Ánodo: H2O (l) Total H2O (l) En el caso de un medio tiene: En el Cátodo: 2H2O (l) + 2e- En el Ánodo: 2OH-(aq) + 2e- Total H2O (l)

H2 (g)

½ O2 (g) + 2H+ (aq)

H2 (g) + ½ O2 (g) conductor básico, se

H2 (g) + 2OH- (aq)

½ O 2 ( g ) + H 2O ( l )

H2 (g) + ½ O2 (g)



AGUA

HIDRÓGENO

HIDRÓGENO

AGUA OXÍGENO OXÍGENO

E. ELÉCTRICA ELECTROLIZADOR

PURIFICACIÓN DE GAS

Figura 4.3 / Unidad de producción del hidrógeno mediante electrólisis (Ivy, 2004).

Como se puede observar, tanto en el medio ácido como en el medio básico, en el ánodo ocurre oxidación y en el cátodo reducción, con la consecuente producción de hidrógeno. La diferencia está en las especies involucradas en el proceso de oxidación-reducción: por un lado están los protones (H+) y por el otro los aniones hidroxilos (OH-). Al final, independientemente del medio conductor, la reacción global es la misma, así como la entalpía de reacción, que es igual a +286 kJ/mol. Realizando un balance energético de la electrólisis del agua y considerando un proceso reversible (Ullman´s, 1997), se tiene que la energía eléctrica aportada por el generador es igual a la variación de energía química del sistema, expresado por la Ecuación 4.1. E • Q = -∆G Ecuación (4.1)

mera que presenta la tensión mínima para el desarrollo de las reacciones (Ecuación 4.2) y la otra, que presenta la tensión adiabática, donde no hay intercambio de calor entre el sistema químico y el medio ambiente (Ecuación 4.3). V1 = - ΔG / n.F

Ecuación (4.2)

V2 = ΔH / n.F

Ecuación (4.3)

Donde: n – representa el número de electrones transferidos en la reacción; F – es la constante de Faraday; y, ΔH - la variación de entalpía de la reacción

Donde: E – corresponde a la tensión mínima para la electrólisis; Q – es la carga transferida a la reacción; y, ΔG – La variación de energía libre de Gibbs de la reacción.

De esta manera se llega a las siguientes conclusiones: • Para tensiones por debajo de V1 la electrólisis no ocurre; • Para tensiones entre V1 y V2 la electrólisis ocurre siempre y cuando sea suministrado calor al proceso; • Para tensiones por encima de V2, la electrólisis es obtenida con transferencia de calor para el medio ambiente.

Siguiendo las reglas de la termodinámica se obtiene de este proceso dos ecuaciones, la pri-

Los dispositivos en los cuales ocurre la descomposición del agua a través de electricidad

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reciben el nombre de electrolizadores. Estos sistemas son discutidos en la Sección 4.3.

4.2.3 / Aspectos generales de la tecnología de producción de hidrógeno por vía electrolítica Aproximadamente dos décadas atrás, apenas 5 % de la producción mundial de hidrógeno se realizaba mediante electrólisis del agua (Roustrop-Nielsen, 2002). Esto se explica porque el costo de producción de hidrógeno mediante electrólisis es altamente dependiente del costo de la energía eléctrica (Ivy, 2004). Por ello, este método se justifica donde es posible generar energía eléctrica con bajos costos de producción y se torna una opción interesante en países con elevado potencial hidroeléctrico (Kruger, 2001) como Ecuador. La producción de hidrógeno electrolítico no provoca contaminación ambiental cuando la energía eléctrica usada ha sido generada a partir de una fuente poco contaminante, que es el caso de la energía hidráulica. Lo mencionado tiene interés enorme, debido a que la producción de hidrógeno a partir de gas natural y otros fósiles tiene como consecuencia la emisión de grandes volúmenes de dióxido de carbono a la atmósfera. Actualmente no se consideran los costos ambientales de esos procesos; sin embargo, si a futuro se lo hace, serán necesarias alternativas para producir hidrógeno sin emisiones de CO2. Dentro de esas opciones se perfila como primera elección la electrólisis del agua. Algunas de las características técnicas más importantes de la electrólisis son:

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a) Provee de una manera directa hidrógeno y oxígeno, ambos con elevado nivel de pureza. b) Es conocida y está bien establecida en el mercado.

c) Presenta alta eficiencia de conversión. Esta eficiencia puede llegar a valores entre 80 y 95 %, en dependencia de las condiciones de presión y temperatura (Ivy, 2004) d) Para su implantación, se necesita primero producir la energía eléctrica (a partir de alguna fuente primaria de energía), para luego producir hidrógeno.

4.2.4 / Costos de producción de hidrógeno Existen varias referencias que citan los costos de producción de hidrógeno a partir de diferentes fuentes. La Tabla 4.3 presenta los costos presentes teniendo en cuenta la materia prima, la tecnología y la capacidad utilizada. Es notorio que la gasificación de carbón y biomasa, así como la reformación catalítica de gas natural son actualmente las fuentes más baratas para la producción de hidrógeno. Las grandes unidades de producción de hidrógeno a partir de la reformación catalítica de gas natural son capaces de producir hasta 100 mil m3/h (Neto, 2005). El Departamento de Energía de los Estados Unidos ha definido que, para que el hidrógeno sea competitivo como combustible, debe ser vendido a precios no superiores a 2 a 3 USD/ kg (Precios en el 2005) (DOE, 2009) (1 kg de H2 equivale a 12,23 Nm3 de H2). Esto quiere decir que sólo la reformación catalítica del gas natural (0,2 USD/m3 o 2,44 USD/kg) es viable actualmente para producir hidrógeno para uso como combustible. El costo actual a partir de la electrólisis en plantas de pequeño tamaño, suponiendo un costo de la energía de 0,06 USD/kWh, es de aproximadamente 4,64 USD/kg. Es claro que los costos de producción de hidrógeno por la vía electrolítica serán competitivos con los costos de producción utilizando gas natural si los costos de la electricidad pueden ser reducidos al menos a 0.03 USD/kWh. En este capítulo se observará que esa posibilidad es realista en el caso de Ecuador si se usa agua no turbinada



Tabla 4.3 / Costos reportados de producción de hidrógeno mediante diferentes tecnologías. Proceso

Fuente

Electrólisis Electrólisis Electrólisis Electrólisis Gasificación Reforma vapor Reforma vapor Gasificación Gasificación Electrólisis Electrólisis Electrólisis Electrólisis Gasificación Reforma vapor Reforma vapor Gasificación Gasificación

Solar fotovoltaica Eólica Solar térmico Hidroelectricidad fuera de pico1 Biomasa2 Gas Natural3 Gas natural Carbón mineral4 Carbón mineral Solar fotovoltaica Eólica Solar térmico Hidroelectricidad fuera de pico Biomasa2 Gas Natural3 Gas natural Carbón mineral Carbón mineral

Capacidad (m3/día H2)

Costo del H2 (USD/kg)

14.160 14.160 14.160 14.160 1.370.205 2.854.856 14.207 2.854.856 713.595 14.207 14.207 14.207 14.207 1.370.205 2.854.856 14.207 2.854.856 713.595

4,69 2,92 5,09 3,87 1,73 2,04 3,26 1,63 2,65 5,09 4,28 7.33 4,28 1,91 2,04 3,66 1,83 2,85

1 Costo de la electricidad en horario fuera de pico: 14,35 USD/MWh a 57,4 USD/MWh; 2 Costo de la biomasa: 2,87 USD/GJ a 5,74 USD/GJ; 3 Costo del gas natural: 5,74 USD/GJ a 8,61 USD/GJ; 4 Costo del carbón mineral: 2,55 USD/GJ. Fuente: Johansson et al. (1993), referenciado por Galeano (2008). Costos actualizados para 2007.

que de otra manera es perdida, sobre todo en épocas de alta pluviosidad. Hansen (2007) muestra las barreras que existen para que el hidrógeno sea competitivo con la gasolina. Este autor plantea que el costo del hidrógeno y de las celdas combustibles puede ser competitivo si el precio del petróleo se sitúa en el rango entre 65 y 85 USD. A estos valores, el precio del hidrógeno producido es de 4,42 USD/ kg (0,36 USD/Nm3). Para un precio del petróleo de 85 USD/barril, el precio del hidrógeno producido a partir del gas natural estaría alrededor de 5,2 USD/kg (0,42 USD/Nm3). Utilizando la energía eólica es posible producir hidrógeno a 4,68 USD/ kg (0,38 USD/Nm3). El Departamento de Energía de los Estados Unidos ha proyectado que si se producen avances importantes en la tecnología de los equipos de producción de hidrógeno y la eficiencia de la energía eólica aumenta, entonces sería posible reducir el costo de la produc-

ción de hidrógeno a 3,25 USD/kg (0,26 USD/Nm3) para el 2015. Sin embargo, el precio actual del petróleo está en el orden de 100 USD (a Agosto de 2014, fecha en que se finalizó este capítulo), a pesar de lo cual no se ha reportado que se esté ya produciendo hidrógeno electrolítico en gran escala. Este aspecto muestra que la competitividad de la electrólisis para producir hidrógeno depende del costo de la electricidad y del costo del gas natural, el cual está directamente relacionado con el costo del petróleo.

4.3 / Equipos para el proceso de electrólisis: electrolizadores Los electrolizadores son equipos empleados para la producción de hidrógeno a partir del agua utilizando energía eléctrica. La estructura básica de estos dispositivos, al igual que las celdas combustibles, consta de un electrodo

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Tabla 4.4 / Características de diferentes tipos de electrolizadores. Electrolizador alcalino

Electrolizador PEM

Electrolizador de Óxido Sólido

Electrolito

Hidróxido de Potasio 20-30 %

PEM polímero (Nafion)

Yttria-estabilizada con zirconia

Temperatura de operación

340-420 K

320-360 K

870-1270 K

Portador de carga

OH-

H+

O2+

Eficiencia

80 %

94,4 %

90 %

Costos

El más bajo

El más alto

Medio

Fuente: Ni et al. (2006)

positivo y un electrodo negativo separados por un electrolito. Para fines prácticos las celdas electrolíticas pueden estar conectadas en paralelo (denominado arreglo unipolar o tipo tanque) y en serie (arreglo denominado bipolar o filtro prensa) (Fahmy y Abdel-Rehim, 1999). Existen tres tipos de electrolizadores de agua disponibles en escala comercial: electrolizadores alcalinos, electrolizadores con una membrana para el intercambio de protones (Tipo PEM–Proton Exchange Membrane) y electrolizadores de óxidos sólidos. Las características fundamentales de cada uno de estos sistemas se presentan en la Tabla 4.4.

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Los electrolizadores alcalinos tienen una eficiencia relativamente baja, pero son ampliamente utilizados por su bajo costo. El costo de las celdas alcalinas es de aproximadamente 500 USD/kW. Los asbestos y el hidróxido de potasio (KOH) usados como diafragmas y como electrolitos, respectivamente, hacen de estas celdas más dañinas para el medio ambiente que las celdas PEM y de óxidos sólidos. A pesar de que los electrolizadores PEM tienen la mayor eficiencia, sus mayores costos debido a la utilización de membranas muy caras y de electrodos de platino las hacen menos atractivas.

Se espera que estas celdas sean más competitivas conforme se consiguen costos más bajos en su construcción. Los electrolizadores de óxidos sólidos son también muy eficientes y de costo intermedio entre los PEM y los alcalinos. Estos operan a altas temperaturas, por lo que deben ser acoplados a sistemas de generación de potencia que permitan también el uso del calor residual (Ni et al., 2006). Para el funcionamiento de los sistemas de electrólisis son necesarios otros componentes auxiliares (Silva, 1991), como: a. Unidad de potencia, responsable de alimentar la electricidad a todo el proceso; b. Rectificador de corriente, necesario para convertir la corriente alterna en corriente continua. c. Separador de gases, dispositivo que depende del tipo de electrolizador elegido; d. Unidad de purificación, para retirar impurezas inherentes del proceso de producción; e. Unidades de almacenamiento.



En la actualidad existen cuatro grandes empresas fabricantes de electrolizadores:

de energía para 4,1 kWh/m3 (Norsk Hydro, 2007 b).

1. Teledyne Energy Systems Inc., empresa norte-americana con sede en Maryland, que se dedica no solo a la fabricación de electrolizadores sino también a la fabricación y comercialización de celdas combustibles y equipos para centrales termoeléctricas. Esta compañía es uno de los mayores proveedores mundiales de sistemas de producción de hidrógeno y de oxígeno (TELEDYNE, 2007). Sus equipos son recomendados para la generación en gran escala, ya que poseen capacidades de producción entre 28 y 42 m3/h. Su línea TITAN™ EC de electrolizadores atiende una amplia gama de consumidores en las áreas de generación de energía, alimentos, microelectrónica, vidrios y otras aplicaciones industriales que requieren hidrógeno de alta pureza (por encima de 99,9998 %).

3. Proton Energy Systems, empresa norte-americana, con sede en Rocky Hill, Connecticut, creada en 1996. Los generadores de hidrógeno producidos por esta empresa utilizan la tecnología PEM, que sustituye los electrolitos líquidos, la misma tecnología utilizada en las células a combustibles. La línea principal de la empresa, los electrolizadores HOGEN®, capaces de producir hidrógeno con pureza de hasta 99,999 %, son proyectados para atender las necesidades de diversos usuarios de hidrógeno, tales como la industria de fabricación de semiconductores, procesamiento de metales, industrias químicas, procesamiento de aceites, meteorología, enfriamiento de generadores e investigación en células a combustible (Hydrogen now, 2007).

2. Norsk Hydro ASA, empresa de Noruega establecida en 1905, en la cual el gobierno de ese país posee participación accionaria. Opera en tres áreas estratégicas: agricultura (fertilizantes, producto químicos), explotación de metales (aluminio, magnesio) y explotación de petróleo y energía. La línea de producción de electrolizadores de esta empresa contempla básicamente dos tipos: atmosféricos y de alta presión. El término atmosférico se refiere al hecho de que el hidrógeno es producido a presiones bajas (0.002 a 0.005 bar), exigiendo el uso de compresores. En el caso de los electrolizadores de alta presión, la presión del hidrógeno producido alcanza 1,5 MPa de presión, aliviando la necesidad de compresores. Los electrolizadores Norsk son bipolares, del tipo filtro prensa, y sus electrodos poseen una cobertura catalítica que reduce el voltaje de la célula y permite reducir el consumo

4. Hydrogenics (antigua Stuart Energy Systems, Inc.), empresa canadiense fundada en 1984. El sistema de células actualmente comercializado y patentado por la empresa, el electrolizador de la línea DEP, presenta un significativo desarrollo tecnológico (Santos Jr., 2005). La nueva tecnología combina bajo costo y eficiencia energética, incorporando electrodos hasta 95 % más livianos y hasta 92 % más pequeños que los electrodos usados hasta 1995. En 2003 la empresa Stuart fue adquirida por la belga Vanderborre Hydrogen Systems, responsable por la tecnología IMET de electrolizadores. En 2004, la empresa lanzó el SES (Stuart Energy Station), equipo concebido para generar pequeñas cantidades de hidrógeno (aproximadamente 6 kg/día), para uso en aplicaciones industriales o en transporte en pequeña escala (Hydrogen now, 2007).

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4.4 / Diagrama del proceso de electrólisis La Figura 4.4 muestra un diagrama de un proceso típico de electrólisis de agua. El uso de electrolizadores diferentes puede alterar ligeramente el esquema de producción y/o el tipo de equipos usados. Por ejemplo, el uso de unidades PEM no requerirá el tanque de KOH, debido a que en este caso no se requiere el empleo de soluciones electrolíticas para el proceso. En algunos tipos de electrolizadores, el equipo de purificación de agua viene incluido, en otros no, por lo que se requieren sistemas de externos de des-ionización del agua o equipos de osmosis inversa para el tratamiento del agua, previo su ingreso en el electrolizador. Existen otros equipos donde la exigencia de purificación del agua es menor. En el esquema se muestra también un tanque de almacenamiento de agua (reserva), en caso de falta de suministro. Cada sistema de electrólisis cuenta con la unidad de generación de hidrógeno, unidad de purificación y secado, así como sistema de remoción del calor. En ocasiones son adicionados sistemas de compresión tanto del oxígeno como del hidrógeno. Tanques o sistemas de

almacenamiento de estos productos son opcionales (en el diagrama no se incluyen). No se han incluido en el esquema unidades de generación de energía eléctrica, pues se asume la existencia de energía en el local de producción.

4.5 / Células a combustible Las celdas o células a combustible (llamadas también pilas de hidrógeno o fuel cells) son los dispositivos en que la energía química de un combustible es convertida en electricidad (corriente continua de baja tensión). El origen de este dispositivo se remonta al siglo XIX. Sir William Robert Grove (galés, educado en Oxford), abogado de profesión pero aficionado por la física y la química, pensó que si en el proceso de la electrólisis, usando energía eléctrica, se podía dividir el agua en hidrógeno y oxígeno, el proceso inverso podría producir electricidad (Bockris; Reddy, 2000). Para confirmar su teoría, Grove construyó un dispositivo que realizaba este proceso, al que denominó “batería a gas”. Solamente años después este dispositivo recibió el nombre de “célula a combustible”. El trabajo de Grove avanzó en la comprensión de la idea de conservación de energía y reversibi-

agua de alta pureza

agua purificación de agua

solución electrolítica

tanque mezcla KOH H2 pureza >99%

170

suministro eléctrico

unidad de generación de H2

compresor

almacenamiento y/o uso de H2

Figura 4.4 / Diagrama de proceso de la producción de hidrógeno mediante electrólisis del agua. Fuente: Adaptado de Ivy (2004).



lidad, pero no tenía ninguna aplicación práctica en aquella época. La célula a combustible comenzó a ganar vida al final de los años 1930, cuando el inglés Francis Thomas Bacon desarrolló un dispositivo con una aplicación práctica (Belli, 2007). Décadas más tarde, este dispositivo se volvió la solución tecnológica para el dilema de la NASA (National Aeronautics and Space Administration) de cómo proveer energía para misiones prolongadas en el espacio, considerando además el beneficio adicional de estos dispositivos de que los astronautas podrían consumir el subproducto de la reacción, el agua (Rifkin, 2003). Desde entonces, la tecnología de células a combustible alcanzó gran reconocimiento por parte de industrias y del gobierno de los Estados Unidos como de otros países, como una forma de generar energía limpia para el futuro.

4.5.1 / Funcionamiento Una celda de combustible convierte la energía química de una reacción directamente en energía eléctrica (U.S. Department of Energy, 2004). Por ejemplo, pueden generar electricidad combinando hidrógeno y oxígeno electroquímicamente sin ninguna combustión. Estas celdas no se agotan como lo haría una batería,

ni precisan recarga, ya que producirán energía en forma de electricidad y calor en tanto se les provea de combustible. La estructura básica consta de un electrodo negativo, el ánodo, un electrodo positivo, el cátodo, separados por un electrólito, que permite el transporte de iones de un electrodo al otro. Normalmente la superficie de cada electrodo se encuentra cubierta por finas partículas de catalizador, generalmente platino (Pt). La manera en que operan es la siguiente: el oxígeno proveniente del aire pasa sobre un electrodo y el hidrógeno gas pasa sobre el otro. Cuando el hidrógeno es ionizado en el ánodo se oxida y pierde un electrón; al ocurrir esto, el hidrógeno oxidado (ahora en forma de protón) y el electrón toman diferentes caminos migrando hacia el segundo electrodo llamado cátodo. El hidrógeno lo hará a través del electrolito mientras que el electrón lo hace a través de un material conductor externo (carga). Al final de su camino ambos se vuelven a reunir en el cátodo donde ocurre la reacción de reducción o ganancia de electrones del oxígeno gas para formar agua junto con el hidrógeno oxidado. Así, este proceso produce agua pura, corriente eléctrica y calor útil (energía térmica). Un esquema del proceso se observa en la Figura 4.5.

2e-

-

+ AIRE (O2)

COMBUSTIBLE (H2)

ANODO

CONDUCTOR IONICO

CATODO

2H+

CALOR Figura 4.5 / Esquema de funcionamiento de una celda de combustible.

171 AGUA


Para la utilización práctica de células a combustible, excepto en las aplicaciones de pequeña dimensión utilizadas normalmente para fines didácticos, es preciso contar con todo un sistema de apoyo. Además del stack de la célula es necesario un sistema para la alimentación del combustible y del oxígeno en sus respectivos electrodos. Esta alimentación es realizada de forma homogénea y controlada para todas las células simultáneamente, verificando la presión y el flujo (Larminie, 2003). El combustible normalmente escogido es el hidrógeno y, en este caso, el producto único del funcionamiento de la célula es agua en forma de vapor. Las células a combustible posibilitan alta eficiencia energética, especialmente a bajas temperaturas. Esta eficiencia es mayor que la de los motores de combustión interna, debido a que el funcionamiento de las células a combustible no está limitado por la eficiencia de Carnot. La clasificación da las células a combustible es realizada con base en el electrolito utilizado, lo que acaba determinando el intervalo de temperatura de operación y los tipos de reacciones

Tabla 4.5 / Principales tipos de células a combustible.

que ocurren en la superficie de los electrodos. La Tabla 4.5 muestra las características de las células más importantes existentes. De los tipos de células a combustible existentes, el tipo PEMFC, que utiliza como electrolito una membrana polimérica fluorocarbonada para el transporte de protones, es el escogido para aplicaciones en dispositivos portátiles y en la área de transporte. Esto se debe, entre otros factores, a la presencia de un electrolito sólido e inmovilizado, factor que lo torna en un dispositivo simple ((Bıyıkoglu, 2005).

4.6 / Uso vehicular de las células a combustible Desde finales de la década de 1980 existió un interés creciente en el desarrollo de células a combustible para la utilización en vehículos motorizados livianos y pesados, buscando medios de transporte menos contaminantes y más eficientes (Werner, 2000). Estados Unidos, Europa y Japón están a la vanguardia del desarrollo de células a combustible y prácticamente todos los grandes fabricantes de automóviles tienen o planean tener un vehículo basado

Tipo de célula a combustible

Tipo de eletrolito

Temperatura de Operación (oC)

Principales aplicaciones

Alcalina (AFC)

KOH

50 – 200

Naves espaciales

Membrana de Intercambio de Protones (PEMFC)

Polímero (Tipo Nafion)

70 – 90

Equipos portátiles, transporte

Metanol Directo (DMFC)

Polímero (Tipo Nafion)

50 – 90

Equipos portátiles

Ácido fosfórico (PAFC)

Ácido fosfórico

150 – 220

Generación eléctrica

Carbonato fundido (MCFC)

Carbonato de Li, Na y/o K

~ 650

Generación eléctrica en gran escala

Óxido sólido

Óxido de Zr / Y

500 – 1 000

Generación eléctrica en gran escala

172 (SOFC)

Fuete: Adaptado de Larminie (2003).



HIDRÓGENO: - Gaseoso - Líquido - Hidrato metálico

Stack de celdas a combustible

Inversor DC/AC/ Controlado

Motor/ eje

Figura 4.6 / Diagrama esquemático del sistema de propulsión de un vehículo con célula a combustible. Fuente: Araújo (2004).

en estos equipos (Helmolt y Eberle, 2007). Las células más empleadas son del tipo PEMFC. Los vehículos con células a combustible son un tipo especial de vehículo eléctrico y están consideradas en la categoría de vehículos cero emisiones contaminantes (ZEV–Zero Emissions Vehicles). La configuración básica de estos vehículos se presenta en la Figura 4.6. A pesar de que la mayoría de los fabricantes de automóviles se encuentran desarrollando sus propios vehículos basados en esta tecnología, hay consenso de que existen barreras para insertarla en el sector del transporte actual. Esas barreras tienen que ver principalmente con los costos que representa el desarrollo de estos vehículos. Sin embargo, precios recientes de buses (alrededor de 650.000 USD cada uno en 2013, según se ha reportado en el Pullman District Transport System, en el estado de Washington) indican que a futuro estos precios podrían ser atractivos y competitivos con otros sistemas de motorización de vehículos.

4.6.1 / Proyectos de demostración del uso de hidrógeno para el transporte colectivo Existen diferentes proyectos de demostración de la tecnología del hidrógeno en el sector del transporte urbano de pasajeros, algunos de ellos en ejecución, otros ya finalizados. Uno de los más ambiciosos proyectos en este sector,

llevado a cabo en Europa entre el 2001 y el 2006, fue el denominado CUTE (Clean Urban Transport for Europe) que contó con la participación de nueve ciudades de la Unión Europea: Amsterdan, Barcelona, Madrid, Hamburgo, Stuttgart, Londres, Luxemburgo, Porto y Estocolmo. Cada ciudad contó con tres ómnibus movidos a hidrógeno, el denominado Citaro Fuel Cell Bus (Figura 4.7).

Figura 4.7 / Citaro Fuel Cell Bus (http://www.daimler.com/ dccom/0-5-1228969-1-1401155-1-0-0-1401206-0-0-135-0-00-0-0-0-0-0.html; acceso Noviembre 8 de 2013).

El desarrollo del proyecto CUTE es un buen ejemplo de la asociación gobierno-industria en la búsqueda de soluciones alternativas tanto a la dependencia del petróleo como a los efectos nocivos de la quema del mismo: la Unión Europea suministra financiación parcial, BP (British Petroleum) trabajó con varios proveedores en cada localidad para construir la infraestructura

173


de producción de hidrógeno, DaimlerChrysler proporcionó los autobuses y las compañías de transporte de pasajeros en cada ciudad prestaron el servicio. La información recopilada de estas demostraciones ayudará tanto a BP como a la industria en general a responder a los desafíos asociados a la producción, distribución, almacenaje y suministro del hidrógeno en condiciones reales. En el tiempo que duró el proyecto, los ómnibus recorrieron aproximadamente 840.000 km y se produjo una cantidad significativa de hidrógeno (más de 192.000 kg). Los principales objetivos del proyecto fueron: • Evaluar el desempeño de los 27 ómnibus provistos de celdas de combustible dentro del sistema regular de transporte colectivo urbano de las ciudades participantes, llevando en consideración las diferentes condiciones de operación encontradas en cada una de ellas; • Planificar, construir y operar la infraestructura necesaria tanto para la producción como para el abastecimiento del hidrógeno en puntos estratégicos;

pasajeros. Sus principales características son: • Cuenta con un sistema de células a combustible HY-205 P5-1, quinta generación desarrollado por le empresa Ballard Power Systems, constituido por dos módulos de células tipo PEMFC con potencia total de 205 kW; •Los tanques de almacenamiento del hidrógeno están montados sobre el techo, el hidrógeno es mantenido a 35 MPa; • El consumo promedio del vehículo es de 20.5 kg de hidrógeno por cada 100 km, presenta una autonomía de aproximadamente 250 km (CUTE, 2004). Luego de la finalización del proyecto CUTE, muchos otros fueron iniciados, algunos para continuar aprovechando la infraestructura ya instalada en las ciudades europeas participantes. Uno de esos proyectos es el denominado ECTOS. En la Figura 4.8 se puede ver un esquema de la estación de abastecimiento de hidrógeno construida en Islandia, como parte del proyecto ECTOS.

• Colectar la mayor cantidad de información posible con respecto a seguridad, estandarización y producción del hidrógeno; • Analizar, desde puntos de vista técnico, económico y ecológico, el ciclo de vida de los vehículos; • Diseminar el conocimiento de la tecnología del hidrógeno dentro de la población, para mostrar la importancia de este tipo de alternativa energética de menor impacto ambiental.

174

El Citaro Fuel Cell Bus ha sido el modelo de vehículo más difundido para uso en proyectos demostrativos en el sector de transporte urbano. Tiene una capacidad para transportar hasta 70

Figura 4.8 / Esquema de la estación de hidrógeno del proyecto ECTOS. Fuente: ECTOS (2003).

4.7 / Usos del hidrógeno El hidrógeno puede ser usado como materia prima o como combustible; sin embargo, excepto los programas espaciales, donde se emplea exclusivamente hidrógeno como combus-



tible (Sherif et al, 2007), actualmente existe un predomino en el uso como químico (Ni et al, 2006). El hidrógeno también se utiliza, pero en menor medida, como reductor en los procesos metalúrgicos (Sherif et al, 2007). En esta sección se discuten los usos más importantes del hidrógeno.

utiliza más hidrógeno. El amoníaco es uno de los principales productos químicos sintéticos producidos hoy en día a nivel mundial, no solo por la cantidad, sino también por la diversidad y por la importancia de sus aplicaciones. Durante el año 2006 se produjeron 150 millones de toneladas de amoníaco a nivel mundial (Suresh et al, 2007).

4.7.1 / Uso del hidrógeno como materia prima

A partir del amoníaco son elaborados los abonos nitrogenados para uso agrícola. La producción mundial anual de fertilizantes a partir del amoníaco es superior a 162 millones de toneladas por año (Rafiqul, et al., 2005). Los fertilizantes constituyen alrededor de 85 % del uso final del amoníaco. Se estima que desde el año 1990 hasta 2006 ha existido un crecimiento de 28 % en el consume mundial de amoníaco (esto es 1.6 % de promedio anual).

Se destacan tres aplicaciones principales del hidrógeno como insumo químico: 51 % se usa para la síntesis de amoníaco (NH3) y metanol (se incluye también la síntesis de peróxido de hidrógeno, aldehídos, acetonas, polietileno, polipropileno, alcoholes y ácido clorhídrico), 44 % se utiliza en las refinerías de petróleo para el hidro-tratamiento de combustibles pesados y 4 % se emplea para la hidrogenación de hidrocarburos insaturados. La síntesis de amoníaco (producción industrial de NH3) es, sin duda, la aplicación en la que se

Tabla 4.6 / Propiedades del Amoníaco Anhidro (NH3).

Adicionalmente a los usos descritos, el amoníaco es empleado en procesos de refrigeración, síntesis de ácido nítrico, tratamiento de agua, fabricación de fibras sintéticas, fabricación de plásticos, alimentos para animales, explosivos, refinamiento de minerales, productos

Poder Calorífico Superior

22,5 MJ/kg

Poder Calorífico Inferior

18,6 MJ/kg

Forma de almacenamiento

En forma líquida

Presión

8.6 bar a 20ºC

Densidad en estado líquido

0,574 g/cm3 (11,3 MJ/l)

Apariencia

Líquido gas incoloro

Olor

Fuerte, penetrante

pH

10,6 a 11,6 (fuertemente alcalino cuando se disuelve en agua)

Riesgo de explosividad

16 % a 25 %

Riesgo de inhalación Gas denso

OSHA PEL 60 ppm

1 litro de amoníaco líquido almacena 1,29 litros de gas H2 Fuente: Galeano (2008).

175


de limpieza, etc. Las propiedades físicas y químicas más importantes del amoníaco se presentan en la Tabla 4.6. Las tecnologías de producción de urea a partir del amoníaco es la forma más eficaz de convertir el nitrógeno que se encuentra en la atmósfera en una fuente de nutrientes para las plantas. La ruta de producción de la urea a par-

tir del amoníaco se muestra en la Figura 4.9. El uso del hidrógeno producido por vía electrolítica como materia prima para la producción de amoníaco es viable, con los actuales precios de la energía eléctrica (alrededor de 0,10 USD/ KWh o más), únicamente en pequeña escala. Sin embargo, las plantas de amoníaco actuales (que usan Gas Natural para el proceso) tienen una capacidad de entre 1.000 a 1.500 t/día.

176 Figura 4.9 / Diagrama del proceso completo de producción de la urea. Fuente: http://www.textoscientificos.com/quimica/ urea/produccion (Acceso Septiembre 15 de 2014).



4.7.2 / Uso del hidrógeno para el hidro-tratamiento en las refinerías Tradicionalmente, la mayor parte del hidrógeno consumido en las refinerías ha sido producido a partir de los residuales gaseosos de otros procesos. La conversión de las parafinas en aromáticos e hidrógeno es una de las mayores fuentes de hidrógeno para las refinerías. En la medida que el contenido de aromáticos permisible en los combustibles reformulados se reduce, también se reduce la disponibilidad de hidrógeno en las refinerías. Como consecuencia, la demanda de hidrógeno para tratar los productos insaturados que resultan de los reactores de craqueo catalítico en las refinerías está aumentando. La industria petrolera, al mismo tiempo, está desarrollando varios procesos para convertir compuestos oxigenados provenientes de la biomasa en gasolina y diésel, por lo que se espera un rápido incremento en la demanda de hidrógeno en las refinerías. En muchos lugares, este incremento en la demanda de hidrógeno se está logrando con la instalación de nuevas unidades de reformación catalítica, pero en países como el Ecuador, que no dispone de yacimientos importantes de gas natural y donde parte de la energía eléctrica podría ser producida de forma más barata, la vía electrolítica puede resultar adecuado para producir hidrógeno, como se concluye en Pelaez-Samaniego et al. (2014). Por otro lado, a nivel mundial las refinerías de petróleo están estudiando cómo convertir compuestos oxigenados derivados de la biomasa en combustibles líquidos que sean compatibles con las infraestructuras existentes. Para eliminar el oxígeno contenido en algunos de los intermediarios de la biomasa es necesario utilizar hidrógeno. Por ello, la implementación de estas tecnologías requerirá de la instalación de nuevas plantas para la producción de hidrógeno en las refinerías de petróleo. En el caso del Ecuador, volúmenes importantes de

este hidrógeno podría ser producido a partir de la electrólisis del agua. El oxígeno (resultante como subproducto) puede ser utilizado como agente de oxidación en las mismas refinerías para elevar la eficiencia de los sistemas de combustión.

4.7.3 / Uso del hidrógeno como combustible El empleo del hidrógeno como combustible puede ser efectuado de manera directa o mezclado con otros. Su elevado poder calorífico y los beneficios ambientales (porque su combustión produce agua), como ya se ha mencionado antes, son los principales elementos que impulsan este uso. Existen estudios que muestran la viabilidad técnica de enriquecer la gasolina con hidrógeno o de mezclar etanol con hidrógeno, con el objetivo de obtener mayor rendimiento en los motores de combustión interna. En los dos casos, los resultados han sido satisfactorios (Al-Baghdadi, 2001; Al-Baghdadi, 2003; Al-Baghdadi y Al-Janabi, 2000; Sher y Hacohen, 1989). El empleo directo del hidrógeno como combustible ocurre en células de combustible, como se ha discutido anteriormente (Ver Sección 4.5).

4.7.4 / Hidrógeno como refrigerante Durante la operación de un alternador (generador eléctrico de CA) se producen pérdidas en forma de calor debido a la resistencia de los arrollamientos y al rozamiento con el gas refrigerante. Como gas del circuito de refrigeración se puede utilizar aire o hidrógeno (Ver, por ejemplo: http://www.electrotechnik. net/2010/11/hydrogen-cooling-in-generators. html), siendo este último gas la opción preferida debido a su mayor conductividad térmica y a su menor densidad (http://en.wikipedia.org/ wiki/Hydrogen-cooled_turbo_generator; Nagano et al., 2002). En la actualidad la mayoría de las centrales se abastecen de hidrógeno (necesario para reponer las pérdidas y para las recar-

177


gas en períodos de mantenimiento) mediante el suministro externo de una compañía gasista. Sin embargo, es posible evitarse este suministro externo mediante la instalación de generadores de hidrógeno “in situ”. Estos generadores evitan el trasiego de hidrógeno con los riesgos que esto conlleva y además abaratan el precio del mismo, suponiendo una inversión atractiva con periodos de amortización que según los casos pueden llegar a ser menores de tres años. Aunque se puede generar hidrógeno mediante el reformado de gas natural, la opción preferida en las hidroeléctricas es la electrólisis. Por otra parte, el hidrógeno presenta una menor fricción (su densidad es el 7 % de la del aire) que redunda en una operación más eficiente del generador al reducir las “windage loss” (siempre que la pureza del hidrógeno se mantenga por encima del 90 %). La eficiencia de un alternador por este concepto puede llegar a aumentar en un 0,2 %. Por ejemplo, a partir de la potencia instalada de 1.100 MW en la central Paute-Molino (a cargo de Hidropaute), un aumento de 0,2 % en la eficiencia producto del uso del hidrógeno como refrigerante, incrementaría su potencia en 2,2 MW. Este incremento de la potencia de la central hidroeléctrica, así como en otras plantas similares, a partir del hidrógeno electrolítico de alta pureza (del orden del 99,999 %) producido “in situ” es una justificación más de la importancia de la producción del hidrógeno electrolítico en algunas centrales hidroeléctricas del Ecuador.

4.8 / Métodos de transporte y distribución de hidrógeno

178

El hidrógeno puede ser transportado de dos maneras: por medio de ductos bajo tierra (en estado gaseoso) y/o a través de camiones tanqueros. En el primer caso se distribuye el hidrógeno desde plantas centralizadas hasta los puntos de consumo, localizados a distancias variadas (desde 10 km hasta 200 km en algunos casos). Cuando el transporte se efectúa en

camiones tanqueros, existen dos alternativas: hidrógeno comprimido o hidrógeno licuado (Yang y Odgen, 2007). La opción escogida depende de factores económicos, condiciones geográficas y de las características del mercado: tamaño de la población, densidad poblacional, cantidad de sistemas de reabastecimiento de hidrógeno, penetración de vehículos con células de combustible o de otros sistemas que usen hidrógeno. Según muestra un estudio de Yang y Odgen (2007), la distribución de hidrógeno comprimido en camiones es ideal cuando existe baja demanda, o sea consumo en pequeña escala; la distribución de hidrógeno líquido se justifica para distancias grandes y demanda apreciable. La distribución mediante ductos es ideal para gran demanda. Una combinación de estos tres esquemas de distribución de hidrógeno podría ser usado durante diferentes etapas de desarrollo del mercado del hidrógeno: camiones tanqueros podrían ser adecuados en una etapa introductoria, hidrógeno criogénico (también en camiones tanqueros) corresponderían a una segunda etapa, mientras que el transporte en ductos se justificaría en condiciones de gran demanda cuando existe un mercado afianzado (Balar, 2008). En la Figura 4.10 se muestra un sistema de cilindros a presión usados para el transporte de hidrógeno comprimido, que ha sido usado en algunos proyectos demostrativos de uso del hidrógeno, como el proyecto CUTE. Cada cilindro del sistema mostrado en el lado izquierdo es capaz de transportar hasta 3000 litros a presiones de 20 MPa, mientras que los cilindros de la derecha poseen aproximadamente 90 litros de capacidad cada uno a una presión de 20 a 25 MPa (Bossel, 2003). Una vez en el centro de abastecimiento, el hidrógeno es normalmente almacenado a alta presión para ser alimentado al tanque de los vehículos por diferencia de presión. Con el fin de minimizar el consumo de energía en el proceso de compresión, el almacenamiento del gas es efectuado en múltiples cilindros a



Figura 4.10 / Sistemas de transporte de hidrógeno comprimido. Fuente: HIE Team, 2006.

diferentes presiones, esquema denominado de cascada (Cascade Filling System). Según informes técnicos del Proyecto CUTE (2004), el proceso de alimentación es realizado de la siguiente manera: primeramente el vehículo debe ser conectado a tierra para evitar que cargas electrostáticas ocasionen chispas que podrían provocar ignición del hidrógeno. Luego es fijado el conector de alimentación a la entrada del tanque del vehículo. En la medida en que el vehículo es cargado de hidrógeno, los sensores específicos de la bomba verifican el aumento de presión y de temperatura. Todo el proceso de carga de un bus dura como promedio aproximadamente 15 minutos. Las exigencias indican que las estaciones deben alimentar en tiempos de 12 a 30 minutos. La distribución del hidrógeno es un contribuyente crítico en el costo, en el uso de energía y en las emisiones asociadas al transporte del mismo desde plantas centralizadas. Por este motivo, el concepto de Economía de Hidrógeno ha puesto énfasis en el segmento del transporte del hidrógeno tanto para combustible como para la generación de energía eléctrica. El indicador más importante de la combinación de estos factores es el costo por unidad de masa de hidrógeno distribuido (USD/kg de hidrógeno). La selección de la forma más barata para

transportarlo (comprimido, congelado o mediante tuberías) dependerá de aspectos muy específicos como la geografía del lugar y las condiciones del mercado (Yang y Odgen, 2007). Existen algunas barreras que deben ser vencidas antes de que el hidrógeno pueda ser ampliamente utilizado como combustible para automóviles. Una de las más importantes es la falta de infraestructura. El hidrógeno normalmente no está disponible para los consumidores en las estaciones de servicio de combustibles. Finalmente, un factor a tener en cuenta en el transporte de hidrógeno mediante ductos, desde el punto de vista técnico, es la necesidad de usar aceros resistentes a la fragilización provocada por el hidrógeno bajo presión, particularmente para hidrógeno de elevada pureza (encima de 99,5%). Adicionalmente, garantizar un adecuado hermetismo es necesario para cualquier tipo de transporte.

4.9 / Generación Distribuida y Cogeneración Una característica de la actual producción de energía eléctrica es la centralización de los sistemas de generación. Sin embargo, factores

179


relacionados con el agotamiento del potencial hidroeléctrico en varios países, la inviabilidad económica que puede representar la implantación de grandes centrales basadas en combustibles fósiles (por efecto de los altos precios de los combustibles y de sus impactos ambientales), la dificultad y el costo de la transmisión de electricidad a grandes distancias ocasionados por aspectos topográficos y geográficos, las pérdidas ocasionadas en las líneas de transmisión, entre otros, están propiciando la búsqueda de nuevas opciones de producción de electricidad dentro del concepto de generación distribuida (GD) y de autogeneración, dando a los sistemas de cogeneración un rol importante. Estos nuevos esquemas y las políticas trazadas en varios países para fomentarlos, favorecen la generación eléctrica en pequeña escala, permitiendo el uso de nuevas fuentes de energía, como es el caso del hidrógeno y de otros recursos renovables. La cogeneración se refiere a la generación simultánea de diversas formas de energía útil, normalmente energía eléctrica y energía térmica, a partir de una única fuente primaria. En el presente trabajo se propone, aunque no se analiza a profundidad, la posibilidad de aprovechar el calor resultante de la irreversibilidad de la conversión del hidrógeno en electricidad en células a combustible para, por ejemplo, calentamiento de agua.

180

La producción de hidrógeno en forma descentralizada se justifica por diversos motivos, pero de manera especial por la posibilidad de almacenar pequeñas cantidades de hidrógeno, en vez de usar grandes sistemas de almacenamiento. Almeida et al., (2007), presentan opciones de uso del hidrógeno para la producción de energía en esquemas de generación distribuida, ya sea mediante micro-turbinas o mediante células a combustible. Estos esquemas podrían resultar de mucho interés en regiones alejadas de centros urbanos que carecen de redes eléctricas de distribución, pero con potencial hidráulico para instalar mini o micro

hidroeléctricas. Lo atractivo de esta posibilidad es la producción paralela de calor, que puede ser usado para diversos fines en el área rural. Soluciones de este tipo son importantes desde el punto de vista socio-económico, ya que mejora los índices de permanencia en regiones alejadas y puede resultar una línea de negocios atractiva.

4.10 / El oxígeno como subproducto El oxígeno resultante del proceso de electrólisis también puede ser comercializado. La producción actual en escala industrial emplea aire en un proceso criogénico. En el mundo, el oxígeno se emplea en los altos hornos y en hornos de arco eléctrico para la manufactura de metales. Adicionalmente, la fusión del vidrio, la combustión en plantas termoeléctricas, la gasificación de biomasa o de carbón, los procesos de oxicorte, requieren también oxígeno para sus procesos, algunos de estos mercados existen en el Ecuador. El oxígeno producido puede ser utilizado también para "rejuvenecer" ríos y lagos, para uso industrial o médico, o para regresarlo a la atmósfera, mostrando que este subproducto del proceso tiene también amplias perspectivas de uso. Si el uso es cerca de grandes plantas térmicas, dicho oxígeno puede ser empleado en los procesos de combustión, lo que favorecerá en un incremento sustancial de la eficiencia de dichos procesos.

4.11 / Uso óptimo del agua en plantas hidroeléctricas: energía vertida turbinable Una de las grandes preocupaciones de la humanidad está relacionada con la disponibilidad de agua. Esta inquietud se justifica si se observa que solo 2,5 % del agua disponible en el planeta es dulce y que, de este valor, únicamente 0,75 % se puede considerar aprovechable (el



restante 1,75 % se halla principalmente en los polos). Esa pequeña cantidad debe ser dividida entre más de 7000 millones de habitantes. Aunque la falta de agua no es todavía un problema serio en Ecuador, la conciencia existente sobre la necesidad de desperdiciar menos y dar un mejor uso del agua, debe orientarnos también a un uso más racional de este recurso en las centrales hidroeléctricas de las que el país dispone o que están en construcción. Una de las posibilidades que se vislumbran para un mejor aprovechamiento del agua en las represas hidroeléctricas tiene que ver con la búsqueda de alternativas para utilizar el agua que se pierde por vertimiento. Dicha evacuación de agua puede ser el resultado de: a) La reducción del volumen y calidad del agua embalsada, producida por la presencia de sedimentos: tierra, piedras y madera arrastrados por la lluvia, b) Por la capacidad limitada de generación en las hidroeléctricas, c) Por la falta de consumidores en horarios de baja demanda; y, d) Aumentos de caudal no previstos provocados en parte por diferentes condiciones climáticas, aspecto que a futuro podría acentuarse como consecuencia de los cambios climáticos a nivel global.

Cuando la evacuación de agua es ocasionada por la capacidad limitada de la hidroeléctrica se trata de energía evacuada no turbinable. Si el problema es la falta de consumidores se trata de energía vertida turbinable. En los dos casos, la energía que se deja de generar puede ser significativa en el período de un año. Por ejemplo, la Hidroeléctrica Itaipu (perteneciente a Paraguay y Brasil), durante el año 2007 perdió aproximadamente 4.074 GWh de energía por este concepto (Galeano, 2008).

La energía vertida turbinable podría ser comercializada en el corto plazo bajo la condición de que existen consumidores inmediatos. Como eso no ocurre con frecuencia, al menos en nuestro país, la opción de aprovecharla para producir un vector energético, en este caso hidrógeno electrolítico, aparece como una solución con posibilidades de ser aplicada. Sin embargo, la implantación de esta alternativa va a requerir un análisis desde el punto de vista del despacho de energía. El actual sistema de despacho basado en la optimización de la operación del sistema nacional de generación deberá incluir aspectos que favorezcan la obtención de hidrógeno y su empleo.

4.12 / Estudio de pre factibilidad de producción de hidrógeno electrolítico en la Unidad de Negocio Hidropaute 4.12.1 / La Unidad de Negocio Hidropaute: características operacionales La planta hidroeléctrica Paute-Molino (1.100 MW de potencia instalada) de la Unidad de Negocio Hidropaute se encuentra localizada en el río Paute, Sector Guarumales, perteneciente a la Provincia del Azuay. La cuenca hidrográfica del río Paute se ubica en la región centro sur del Ecuador y sus afluentes están localizados en las provincias de Azuay, Cañar y Morona Santiago. Nace en la región interandina y alcanza luego la cuenca amazónica. Hasta el sitio de emplazamiento de la presa “Daniel Palacios” (Amaluza) se estima que el área de drenaje es de 5.000 km2. El régimen de la cuenca se caracteriza por la presencia de períodos de estiaje entre los meses de octubre y marzo y períodos lluviosos entre abril y septiembre. La temperatura media oscila desde los 8 ºC en las zonas de Soldados, Cajas y Saymirin (próximos a Cuenca), hasta los 30 ºC en la zona de Sopladora. La humedad relativa es muy variable dependiendo de la subcuenca, no obstante su promedio fluctúa

181


alrededor del 90 % (CELEC, 2009). El promedio de lluvias está entre 2.000 y 3.000 milímetros. En la región llueve prácticamente durante todo el año. La cuenca está sujeta a diferentes influencias climáticas (CELEC S.A., 2009): a) Amazónico: Con un período lluvioso comprendido entre los meses marzo a octubre. b) Del Océano Pacífico: Con dos períodos lluviosos, el más intenso desde febrero a marzo y otro menos intenso en octubre y noviembre.

Figura 4.11 / Porcentaje de agua evacuada en la central Molino de la Unidad de Negocio Hidropaute en el período 2000–2011 (Pelaez-Samaniego et al., 2014).

c) Anticiclón del Sur: Impide las precipitaciones en la parte sur de la cuenca.

4.12.2 / Caudales históricos, energía generada y energía no generada Para determinar el potencial de generación de hidrógeno electrolítico en la central Molino de la Unidad de Negocio Hidropaute, es necesario conocer los caudales históricos que alimentan la hidroeléctrica, así como la energía generada y la energía que se ha dejado de generar por concepto de evacuación de agua. En la Figura 4.11 se muestran los porcentajes de los volúmenes anuales de agua que han sido evacuados desde el embalse de la hidroeléctrica. El valor relativamente bajo observado en el año 2010 se debe a que en ese año se llenó la represa Mazar, que se encuentra aguas arriba de la represa Amaluza. La Figura 4.12 muestra la energía que se dejó de generar por concepto de agua no turbinada en el período 1996-2007. Se observa que el porcentaje de la energía que se dejó de generar por concepto de evacuación de agua en el período 1992-2007 llega a 27,47 %. Si el análisis se restringe al período 2003-2007, el porcentaje en cuestión alcanza 15,2 %. A pesar de existir una tendencia decreciente, en el año 2008, hubo un repunte de caudal no aprovechaVer gráfico a color / pag. 416

182 Figura 4.12 / Energía anual generada y no generada por concepto de evacuación en la central Molino de la Unidad de Negocio Hidropaute. Elaborado a partir de datos proporcionados por CELEC S.A.



do, debido principalmente a la alta disponibilidad de agua que no fue posible aprovechar (la generación eléctrica en ese año fue la más alta de la historia de la hidroeléctrica) (HIDROPAUTE, 2008). Para efectos de este y futuros trabajos, tiene interés conocer el comportamiento de la generación horaria de energía, en particular, la generación en el horario de 00:00 a 7:00 am, que podría ser el horario de menor generación hidroeléctrica, debido a que en este período normalmente existe una menor demanda. Este horario presenta ventajas por el hecho de que puede ser adecuado para producir energía excedente con un costo posiblemente menor, para destinar a la generación de hidrógeno electrolítico. Por cuestiones operativas y de acuerdo a los criterios del CENACE para asignar la operación en diferentes horarios a las plantas eléctricas del país, dicha generación horaria en la Unidad de Negocio Hidropaute, no tiene un comportamiento similar a lo largo del año, ni durante todos los días de un mes en particular. La distribución de la producción de energía en diferentes horarios ocurre de manera irregular. Adicionalmente, existen variaciones en el comportamiento de la generación hidroeléctrica de un día para otro y de un mes para otro. Debido a la enorme variación en la generación horaria de energía eléctrica, es necesario recurrir a alternativas que permitan superar el grado de incertidumbre de dicho comportamiento. Una opción es trabajar con escenarios de disponibilidad de energía, como se muestra en las siguientes secciones. 4.12.3 / Potencial energético para producir hidrógeno Para determinar el potencial energético aprovechable para la producción de hidrógeno electrolítico se podría recurrir a una simulación de posibilidades usando directamente los datos mostrados en la sección anterior. Pero como se ha señalado, existe un alto grado de aleatoriedad en el comportamiento de caudales. A

lo indicado se debe sumar el hecho de que la operación de la central hidroeléctrica MAZAR (aguas arriba) altera y regula el comportamiento histórico de la evacuación de agua en la central Molino. A la fecha de elaboración del presente trabajo, no se cuentan con estadísticas suficientes sobre el impacto de la represa de Mazar sobre el caudal evacuado en la represa Daniel Palacios, ni con datos de evacuación en Mazar, por lo que no es posible profundizar en el análisis tomando en cuenta estos aspectos. Se espera que a corto y mediano plazo entren a operar en el país nuevas hidroeléctricas, tanto en la cuenca del Paute7, como en otras zonas. La generación de energía eléctrica nacional a partir de hidroelectricidad podría llegar a 93,5 % en el año 2016 (CONELEC, 2013). El diseño de algunas nuevas hidroeléctricas incluye represas para almacenar agua. Por lo tanto, los autores hemos decidido trabajar con escenarios de disponibilidad energética aprovechable. La ventaja de contar con escenarios es que los mismos pueden ser extrapolados a diferentes situaciones donde la cantidad de energía potencialmente aprovechable para producir hidrógeno cambie debido a variaciones en la cantidad de agua vertida turbinable, o si a futuro nuevas fuentes como la eólica y solar participan en la generación de energía eléctrica. Es conocido que las energías renovables son, en general, aleatorias. Una forma de compensar esta aleatoriedad es mediante la inclusión de conceptos de “smart grid systems” (sistemas de redes inteligentes) en el gerenciamiento de estas fuentes de energía. En Pelaez-Samaniego et al. (2014) se discuten algunos elementos en este sentido.

7 El proyecto Paute-Sopladora (487 MW) se encuentra en construcción y se estima que entrará en operación a partir de la segunda mitad del año 2015, mientras que el proyecto Paute-Cardenillo (600 MW) cuenta ya con estudios definitivos para ser construido en los próximos años.

183


Tabla 4.7 / Datos empleados en los cálculos de disponibilidad de energía para producir hidrógeno a partir de la producción de la central Paute-Molino (CELEC, 2012). Indicador

2008

2011

Energía generada Factor de utilización Factor de capacidad

6.279,5 GWh 79,8 % 66,6 %

5.865,3 GWh 75,7 % 61,6 %

4.12.3.1 / Creación de escenarios de disponibilidad de energía Los escenarios de disponibilidad de energía que han sido considerados por Pelaez-Samaniego et al. (2014) se basan en datos históricos de producción de energía en la central Molino de Hidropaute. Algunos datos que han servido para el análisis son presentados en la Tabla 4.7. En base a los datos presentados en la Tabla 4.7, es realista pensar en la posibilidad de incrementar el factor de capacidad de la planta en al menos 5 %, es decir, de 61,6 % registrado en 2011, a 66,6 % registrado en 2008. Un incremento en este sentido permitiría aprovechar aproximadamente 30% del agua vertida en 2011 para la producción de energía a ser usada exclusivamente para producir hidrógeno electrolítico. Dicha cantidad de agua sería suficiente para generar un 5 % de energía adicional a la registrada en 2011 (es decir, 293 GWh). A este escenario se ha denominado Escenario A. Un segundo escenario, denominado Escenario B, dobla esta cantidad de energía (es decir, 586,5 GWh). (Pelaez-Samaniego et al., 2014). Un aspecto que se desprende de estos resultados es que, incluso en condiciones del Escenario A, es posible obtener una importante cantidad adicional de energía que, para el tamaño de Ecuador, puede tener alta repercusión.

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4.12.4 / Dimensionamiento de la planta de electrólisis Para el dimensionamiento de la planta de electrólisis se ha tomado como referencia electro-

lizadores con consumo de energía promedio de 4,7 kWh/m3 de hidrógeno, que equivale a aproximadamente 52,3 kWh/kg de hidrógeno. Equipos con estas características se pueden encontrar en el mercado (Pelaez-Samaniego et al., 2014). El tamaño de la planta de electrólisis dependerá, como se ha mencionado en Pelaez-Samaniego et al. (2014) únicamente de la disponibilidad de energía. Este factor es importante tener en cuenta porque permite dimensionar la planta independientemente del uso que se pretenda dar al hidrógeno e independientemente del lugar donde sea producida la energía eléctrica. Una ventaja que ayudaría en este sentido es que las redes eléctricas del Sistema Nacional Interconectado (SNI) son de propiedad del Estado, lo que permitiría manejar la distribución de energía hacia los puntos de producción de hidrógeno sin necesidad de pagar altas tarifas de peaje de la energía. Como se ha mencionado antes, la disponibilidad de energía podría ocurrir, en términos reales, durante 8 h/día. Sin embargo, la futura entrada en operación de nuevas hidroeléctricas, sumado a la posibilidad de implantar nuevos sistemas de generación usando otras renovables como eólica, solar, geotérmica, podrían permitir mayor disponibilidad de energía, por lo que se justifica explorar otros escenarios. Los autores evaluamos la posibilidad de contar también con energía 24 h/día, de forma continua. Consecuentemente, se cuenta con cuatro escenarios: Escenarios A8 y A24, que se refieren a la posibilidad de contar con 5 % de energía (respecto a la generada en el 2011) durante



8 h/día o durante 24 h/día, respectivamente, y Escenarios B8 y B24, que se refieren a la posibilidad de disponer con 10 % de la energía generada en 2011 durante 8 y 24 h/día, respectivamente.

4.12.5 / Análisis del costo de producción de hidrógeno electrolítico Para los cálculos del costo de producción de hidrógeno electrolítico en los 4 subescenarios (A8, A24, B8 y B24) se han tomado en cuenta los siguientes elementos. Detalles de los mismos se encuentran en Pelaez-Samaniego (2009).

presenta disponer de energía en empresas de propiedad del Estado. Por otro lado, el CONELEC ha estimado que a partir del año 2016 el costo promedio de generación estará alrededor de 25 USD/MWh (CONELEC, 2013). Este valor es relativamente bajo y se espera que pueda tener una influencia importante en el análisis presentado en este trabajo. El costo de la electricidad es uno de los factores de mayor peso en la viabilidad de proyectos relacionados con la generación de hidrógeno electrolítico.

• Costos de operación, que incluyen costo de electricidad, mano de obra y gerenciamiento.

El costo de mano de obra se ha tomado en función de los valores actuales de sueldos más un margen de seguridad de aproximadamente 25 %. Se ha asumido, además, que para el proyecto existirá capital propio. Este aspecto puede ser solo hipotético, por lo que a futuro se podría efectuar un análisis de sensibilidad considerando créditos en diferentes cantidades y bajo diferentes condiciones financieras. Para el análisis se ha considerado, además, la posibilidad de vender créditos de carbono que resulten de evitar la emisión de gases de efecto invernadero. Para el efecto se asume que la energía usada para producir hidrógeno, al provenir de una hidroeléctrica y no de plantas termoeléctricas que operan con derivados de petróleo, evita emisiones a medio ambiente que han sido contabilizadas (ver detalles en Pelaez-Samaniego (2009)). No se consideran, por otro lado, los posibles ingresos por la venta de oxígeno. Futuros análisis de sensibilidad requieren tomar en cuenta este elemento porque el oxígeno que resulta del proceso de electrólisis ofrece varias oportunidades de empleo, como se ha discutido anteriormente, en función principalmente del lugar donde se efectúe la electrólisis.

El costo de la electricidad para la producción de hidrógeno es asumido igual al costo de generación de energía en Hidropaute, o sea alrededor de 25 USD/MWh. A este valor se incrementa un 20 % por concepto de tasas por saturación de redes o por pérdidas en las redes. Asumir un costo de 30 USD/MWh es bastante realista en el caso de Ecuador debido a la ventaja que

Un breve análisis de sensibilidad que se incluye en este estudio considera la posibilidad de que a corto o mediano plazo el costo de los electrolizadores sea reducido a 1.000 USD/kW, es decir una reducción de aproximadamente 20 % respecto a los valores actuales. Finalmente, es necesario mencionar que en los escenarios A8 y B8 se va a requerir almacenamiento

• Inversión inicial (capital), que considera: electrolizadores (los componentes más caros), a un costo de 1300 USD/kW, en cantidades que dependerán del tamaño de la planta (es decir de la disponibilidad de energía en cada escenario). • Infraestructura civil, que equivale a aproximadamente 3 % del costo de los electrolizadores. • Diseños + supervisión durante el montaje de la planta + costos de edificación + costos de contratistas, que equivalen a 6 % del costo de los electrolizadores. • Gastos de contingencia, que equivalen a 5 % del costo de los electrolizadores.

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de hidrógeno para uso en diferentes horarios. En estas condiciones, el almacenamiento de hidrógeno va a demandar una etapa de compresión. Detalles sobre cómo se podría considerar los costos por compresión se muestran en Pelaez-Samaniego et al. (2014).

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Los resultados indicados (Tabla 4.8) muestran que es posible producir hidrógeno a costos menores a 3,00 USD/kg únicamente si se dispone de energía eléctrica para operar la planta de electrolisis durante 24 h/día, con costos de electricidad por debajo de 30 USD/MWh. El valor de 3,00 USD/kg de H2 es un valor referencial de mucha importancia, pues ha sido fijado, a nivel internacional, como el costo objetivo para que el hidrógeno sea competitivo con otros combustibles derivados de fósiles. Por lo tanto, es aparentemente viable producir hidrógeno a costos competitivos usando energía hidroeléctrica en las condiciones discutidas (Pelaez-Samaniego et al., 2014).

En base a los elementos discutidos, se ha determinado que el costo de producción de hidrógeno electrolítico podría variar en el rango de 2,26 a 3,62 USD/kg (Pelaez-Samaniego et al., 2014). Estos valores van a depender de los subescenarios de disponibilidad de energía. En la Tabla 4.8 se detallan los valores que han conducido a este resultado. El análisis de sensibilidad arrojó que si el costo de los electrolizadores se redujera en 20 %, los costos de producción de hidrógeno electrolítico podrían ser reducidos a los valores presentados en misma tabla. Algunos aspectos relacionados con la viabilidad económica del proyecto son mostrados en Pelaez-Samaniego (2009) y Pelaez-Samaniego et al. (2014). Sin embargo, todos estos resultados se encuentran a nivel de estudio de prefactibilidad, por lo que se recomienda revisión de los mismos en el caso de efectuarse estudios de factibilidad tomando en cuenta costos actualizados de electrolizadores y la posible venta de oxígeno.

4.13 / Alternativas de uso de hidrógeno electrolítico en Ecuador

Tabla 4.8 / Costos de producción de hidrógeno electrolítico en condiciones de cada subescenario y resultados del análisis de sensibilidad. (*) Asumiendo costo de electrolizadores de 1000 USD/kW.

En el caso de nuestro país, diferentes factores como: logística de distribución del producto, mercado, factores sociales y ambientales y ne-

Una de las grandes ventajas de la producción de hidrógeno electrolítico es la posibilidad de obtenerlo en el sitio de consumo, debido a la facilidad que presenta transportar energía eléctrica hasta las zonas donde se ubican las plantas de electrólisis, con bajas pérdidas en dicho transporte. Este factor resulta, obviamente, más conveniente que transportar hidrógeno. Por lo tanto, el criterio que va a definir los sitios de producción del hidrógeno es el uso que se vaya a dar al mismo.

Subescenario

Capacidad planta de electrólisis (kg H2/h)

Inversión aproximada (x106 USD)

Costo de producción de H2 (USD/kg)

A8 A24 B8 B24

1850 616,5 3699 1233

165,34 48,45 326,54 96,24

3,62 2,29 3,58 2,26

(*) Asumiendo costo de electrolizadores de 1000 USD/kW.

Análisis de sensibilidad Inversión aproximada (x106 USD)*

Costo de producción de H2 (USD/kg) *

132,25 37,4 260,37 74,18

3,18 2,14 3,14 2,12



cesidades del país, permiten vislumbrar cuatro usos para el hidrógeno. Esos posibles usos son: a) como materia prima para la producción de amoníaco, b) como insumo en la refinación de petróleo, c) para la generación de energía eléctrica (en sistemas de cogeneración); y, d) como combustible en vehículos con células a combustible. La definición del uso más apropiado depende de muchos factores, como se observa en la descripción que se presenta a continuación.

4.13.1 / Uso como materia prima para producir amoníaco: Producción de hidrógeno en Guayaquil En esta alternativa se propone utilizar el hidrógeno para la producción de amoníaco. La idea es que dicho amoníaco se pueda emplear posteriormente para diversos fines, fundamentalmente para la fabricación de abonos nitrogenados (Nitrato de Calcio (5[Ca(NO3)2.2H2O]. NH4NO3), Nitrato de Magnesio (Mg(NO3)2.6H2O), Nitrato Amónico (NH4NO3), Sulfato Amónico ((NH4)2SO4) y urea8 (CO(NH2)2)) o como refrigerante y fuente de materia prima para otros procesos industriales (Ver Sección 4.7 para conocer otros usos del amoníaco). El lugar donde se podría producir amoníaco es Guayaquil, por lo que la obtención de hidrógeno electrolítico también debe ser realizada en esta ciudad. La propuesta se justifica porque: i) Es conveniente que la producción industrial de amoníaco ocurra cerca de los lu-

8 En la actualidad, el 90 % de la urea producida industrialmente a nivel mundial es usada como fertilizante.

gares de consumo del mismo. La cuenca del río Guayas se caracteriza por una elevada demanda de fertilizantes a nivel nacional para diversos cultivos como arroz, maíz, banano, entre otros (Rivera, 2009). Adicionalmente, su condición de puerto marítimo facilitaría la logística de importación de insumos o exportación del producto, de ser el caso. Estos elementos convierten a Guayaquil o un lugar muy próximo a esta ciudad en el lugar adecuado para instalar la planta. ii) La demanda de amoníaco para otros fines puede ser muy alta en esta ciudad. Se destacan posibilidades de uso en sistemas de refrigeración ecológica, principalmente a nivel industrial, así como usos en diversas industrias (cervecera, de helados, explosivos, etc.). iii) Existe un potencial mercado consumidor del oxígeno generado en el proceso de electrólisis, fundamentalmente para procesos de combustión. iv) Existe abundante agua en la zona. Ecuador no produce abonos nitrogenados de ningún tipo; así, todo el consumo nacional corresponde a importación desde diferentes países (Estados Unidos, Colombia, Holanda, España, Italia, Alemania, Chile, China, entre otros). Dicha importación fue de 125.700 t en el 2008 y 243.122 t en 2011 (MAGAP, 2013). De acuerdo con la presente propuesta, a futuro se podría obtener fertilizantes producidos con hidrógeno electrolítico. Un aspecto adicional que contribuye a pensar en la opción presentada es la posibilidad de almacenar sin dificultades este tipo de abonos, a diferencia de las dificultades del almacenamiento de hidrógeno en sí. La urea, por ejemplo, es un producto que puede ser almacenado hasta por seis meses, de acuerdo con las recomendaciones de los fabricantes.

187


4.13.1.1 / Potencial de producción de amoníaco Para dimensionar la planta de producción de hidrógeno destinado a la obtención de amoníaco se ha efectuado un balance de masa del proceso de producción, considerando una planta de 1.000 t NH3/día. Plantas de este tamaño están disponibles comercialmente, por lo que resulta un elemento de referencia en el análisis.

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efecto, así como de una planta que produzca abonos nitrogenados a partir de ese amoníaco. En la actualidad no existen dichas plantas en nuestro país. No obstante, su implantación tendría una enorme repercusión desde el punto de vista estratégico, ya que el país dejaría de ser importador de fertilizantes nitrogenados para ser un exportador de este producto. Esto genera empleo, impulsa la agricultura y permite la introducción de nuevas tecnologías.

Los resultados del balance de masa indican que para producir las 1.000 t/día de amoníaco se requieren, en condiciones ideales, 177 t H2 (esto es aproximadamente 0,175 t H2/t NH3) (Galeano, 2008). Estos valores sugieren que para operar una planta de producción de amoníaco se requieren aproximadamente 63.700 t H2/ año. De acuerdo con las capacidades actuales de los electrolizadores disponibles a nivel comercial, se ha estimado que se podrían producir hasta 5.401 t/año de hidrógeno en condiciones del escenario A y el doble en condiciones del escenario B (Pelaez-Samaniego et al., 2014). Este resultado sugiere que no parece posible abastecer de hidrógeno a una planta química diseñada para producir abonos nitrogenados usando exclusivamente hidrógeno electrolítico producido usando agua vertida en Hidropaute. Sin embargo, se observa que si la planta existiera, todo el hidrógeno podría ser absorbido por la planta. Aún más, si se concreta la instalación de la nueva refinería (Refinería del Pacífico), esta podría incluir el proceso de producción de abonos nitrogenados empleando hidrógeno electrolítico producido ya sea con energía hidroeléctrica, de acuerdo a lo indicado en este estudio, o mediante la combinación de hidroeléctrica con otras renovables.

Cabe mencionar que en caso de tomarse la decisión de realizar este proyecto, es necesario incursionar en un estudio de mercado y de las tecnologías existentes que más convengan al país, así como la búsqueda de otros fabricantes de plantas de producción de amoníaco de menor capacidad. Debido a que este aspecto se desvía de los objetivos del presente trabajo, se deja como sugerencia efectuar un estudio futuro dirigido exclusivamente al análisis de esta propuesta.

4.13.1.2 / Aspectos adicionales sobre la producción de amoníaco y abonos nitrogenados

En esta sección se describe la posibilidad de usar hidrógeno electrolítico en el proceso de refinación del petróleo en el país. A nivel mundial, las refinerías de petróleo usan grandes cantidades de hidrógeno para retirar azufre del petróleo, para romper cadenas largas de hidro-

De acuerdo con la propuesta presentada, emplear hidrógeno para producir amoníaco requiere la instalación de una planta para el

El oxígeno, subproducto del proceso de electrólisis del agua, puede ser empleado para los procesos de combustión en calderas dentro de las mismas plantas de procesamiento del amoníaco o en las plantas de procesamiento de los abonos. Usar oxígeno en vez de aire incrementará notablemente la eficiencia de los sistemas de combustión. Adicionalmente, una parte del oxígeno puede ser destinado en Guayaquil para uso médico, laboratorios, para procesos industriales (soldaduras, por ejemplo), entre otros. La venta del oxígeno contribuye a reducir los costos cargados a la venta del hidrógeno.

4.13.2 / Empleo en refinerías para el proceso de hidrotratamiento de petróleo pesado



carburos hasta obtener compuestos en el rango de peso molecular de la gasolina y el diesel, así como para mejorar las propiedades que permitan un funcionamiento limpio de los motores que utilizan gasolina. En la actualidad existe una demanda creciente y una falta notoria de hidrógeno en las refinerías a nivel mundial (Suresh et al, 2007; EIA, 2008; Treehugger, 2009). Si bien en el pasado, las refinerías recuperaban suficiente hidrógeno de sus procesos, ahora están en la necesidad de producirlo por otros medios para satisfacer sus necesidades (Suresh et al, 2007). Esto se debe a que se requieren refinar petróleos de menor calidad (mayor contenido de azufre, mezclas con hidrocarburos muy pesados, etc.). Por esta razón, la demanda global de hidrógeno se ha incrementado a un ritmo de hasta 10 a 15 % durante los pasados cinco años y se espera un incremento mayor a corto plazo, motivada por la exigencia de un bajo contenido de azufre en los combustibles (PRAXAIR, 2009). Una vía para resolver esta falta de hidrógeno es obtenerlo a partir de la electrólisis del agua (Treehugger, 2009). En Ecuador existen actualmente tres refinerías: Esmeraldas, La Libertad y Shushufindi, con una capacidad total instalada de 176.000 barriles diarios de petróleo (Pelaez-Samaniego et al, 2007). De ellas, Esmeraldas refina, teóricamente, 110. 000 barriles diarios, pero en la práctica no se consigue esa producción por diversos motivos. La tecnología empleada por cada planta en el proceso de refinado es diferente. La Refinería Esmeraldas está en capacidad para refinar diferentes tipos de crudo, incluyendo algunos de elevado contenido de azufre y crudos de hasta 26 API, por lo que presenta interés para efectos de este estudio, debido a que en su proceso requiere hidrógeno para el hidrotratamiento de las fracciones pesadas del petróleo. Ni La Libertad ni Shushufindi emplean hidrógeno en el proceso de refinación del crudo (Altamirano, 2009), pues solo procesan petróleos ligeros con bajo contenido de azufre.

No ha sido posible obtener datos reales sobre la cantidad de hidrógeno que demanda la refinería Esmeraldas actualmente pues, en las condiciones actuales de operación, el hidrógeno se obtiene como subproducto de otros procesos o en un proceso de reformación de la gasolina. Por otro lado, no existe una demanda continua del mismo. No obstante, información recopilada de manera extraoficial indica que en condiciones de refinación de petróleos que requieren hidrógeno, el consumo9 es de alrededor de 1.500 kg H2/h. Esta cantidad de hidrógeno podría ser generada en el escenario B24. A pesar de que el funcionamiento de la refinería no es continuo ni a máxima capacidad, la demanda anual representa cantidades significativas de hidrógeno. Dicho hidrógeno que hoy se obtiene del mismo petróleo, podría ser sustituido por hidrógeno electrolítico. El factor que viabilizaría la propuesta es el costo del hidrógeno electrolítico, que debe ser atractivo para la refinería. Al emplear hidrógeno electrolítico para la refinación de petróleo, la ubicación de la planta de electrólisis debe ser junto a la refinería, o sea en Esmeraldas. Es importante mencionar que en corto tiempo podría ser instalada una nueva refinería, la Refinería del Pacífico, en la provincia de Manabí (como parte de un complejo petroquímico, donde también se obtendrían otros productos químicos). Si bien no ha sido posible conocer la tecnología que se emplearía en esa nueva refinería, el proceso de refinación podría recurrir al uso de hidrógeno, principalmente para el hidro-tratamiento de las fracciones pesadas de petróleo. Por lo tanto, es lógico pensar que también requerirá unidades para la producción de hidrógeno. Esta nueva refinería se podría convertir en un nuevo consumidor para el hidrógeno producido en el país (hidrógeno no necesariamente proveniente de la Unidad de Negocio Hidropaute). Es importante recalcar 9 Datos obtenidos vía consulta telefónica con la refinería de manera confidencial.

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sobre la ventaja que presentaría el uso en refinerías, pues no se requiere montar infraestructura para la utilización de hidrógeno, aspecto que sí se debe tomar en cuenta en las otras propuestas de uso (como combustible para buses y como insumo para la generación eléctrica) que se discuten a continuación. Un aspecto adicional es que la ejecución de la propuesta presenta ventajas desde el punto de vista ambiental y permitiría vender créditos de carbono, factor que contribuirá a un beneficio económico, pues se dejará de usar petróleo en el proceso. Una opción que se puede analizar en una siguiente etapa es integrar la producción de hidrógeno electrolítico con el aprovechamiento de otras fuentes de energía renovable, tales como electro eólico y fotovoltaico en un Sistema Integrado de la Energía Nacional. La ubicación de la refinería Esmeraldas o la que a futuro se podría construir cerca del mar permite prever, por ejemplo, un escenario donde el agua para el proceso de electrólisis puede ser obtenida, también en este caso, mediante destilación de agua del mar empleando destiladores solares. Estos equipos están disponibles comercialmente o pueden ser fácilmente construidos y adecuarse a los volúmenes requeridos. Adicionalmente, permiten ahorrar electricidad o petróleo usados en los procesos de destilación, al hacer uso de la alta radiación solar que posee el país en la región costanera, para producir simultáneamente agua destilada, sal e hidrógeno electrolítico.

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Dentro de las opciones de uso del oxígeno obtenido como subproducto en el proceso de electrólisis del agua, la mejor alternativa es utilizarlo como comburente en el proceso de combustión de los combustibles dentro de la(s) misma(s) refinería(s). Con esto se espera un mejoramiento sustancial de la eficiencia de los procesos de combustión actuales en calderas y hornos.

4.13.3 / Uso del hidrógeno para generar energía eléctrica en sistemas de cogeneración Esta propuesta busca emplear el hidrógeno electrolítico para la generación de energía eléctrica. En este esquema de uso, como se discutió en la Sección 4.5, es posible obtener energía eléctrica y, como subproducto, calor, en un esquema de cogeneración. Para el efecto se emplearían células de combustible tipo PAFC, MCFC o SOFC, que debido a sus altas temperaturas de operación, generan calor aprovechable. El factor que viabilizará el empleo de uno u otro tipo de célula es su disponibilidad a nivel comercial. La generación de energía eléctrica empleando hidrógeno, de acuerdo con esta propuesta, sería realizada en el emplazamiento de la hidroeléctrica o en un sitio cercano. Con eso se aprovecha parte de la infraestructura actual de la empresa y se consigue un uso in situ del caudal disponible. Adicionalmente, la producción de hidrógeno dentro de la hidroeléctrica permitirá su uso para otros fines, como por ejemplo en sistemas de refrigeración de los generadores. El tamaño de la planta de electrólisis, al depender de la disponibilidad energética, está condicionada a los escenarios de disponibilidad de esa energía y/o caudal. Por ese motivo, la planta será similar a las que se requieran para otras aplicaciones del hidrógeno. El oxígeno obtenido, a su vez, podría ser empleado para el rejuvenecimiento de las aguas vertidas después del turbinado, o para oxigenar las aguas de la represa de la propia hidroeléctrica. El beneficio económico es importante, aunque difícilmente cuantificable porque es distribuido en el medio ambiente.

4.13.4 / Utilización de hidrógeno en buses con células a combustible El uso de diésel en buses de transporte urbano resulta en la emisión de material particulado y varios compuestos químicos, cuya característica principal es la contaminación ambiental y,



en el caso del material particulado, este provoca impactos en la salud de las personas (Eudi, Parish y Leonard, 2005). En este sentido, los buses urbanos se presentan como un espacio donde se puede recurrir al empleo de combustibles alternativos “limpios”, aspecto que cumple de manera ideal el hidrógeno. Varios factores propician esta opción: típicamente los buses urbanos circulan por zonas donde la contaminación ya es un problema, su abastecimiento de combustible es bastante centralizado, emplean combustibles subsidiados (como en nuestro país), entre otros. Por este motivo, varios proyectos han sido realizados para evaluar el empleo de buses a hidrógeno en diferentes países y, actualmente, algunas ciudades de Estados Unidos impulsan el empleo de pequeñas flotas de buses para transporte urbano debido, fundamentalmente, a los beneficios ambientales consecuentes (UTC Power, 2009a). Ante lo mencionado, en el presente trabajo se estudia la posibilidad de utilizar hidrógeno como combustible automotriz en una flota de buses de servicio urbano, específicamente, en la ciudad de Cuenca. Con ello se pretende concentrar los esfuerzos para impactar primero en una sola ciudad: superar las deficiencias, ganar en organización y después generalizar la experiencia a otras ciudades. La decisión de optar por Cuenca como ciudad para efectuar el estudio en cuestión se debe a que cuenta con un sistema integrado de manejo del transporte urbano y a la facilidad que presenta el análisis, ya que se cuenta con información referente a tamaño de flota actual, recorrido promedio, horarios de trabajo, está en la zona de influencia de la Unidad de Negocio Hidropaute, entre otros factores. En esta propuesta, el hidrógeno deberá ser producido en Cuenca, por ejemplo en la parte norte de la ciudad. La condición que se debe cumplir es el de un espacio adecuado que, en estos casos, puede llegar a 1 hectárea. Las condiciones de

uso del hidrógeno serían similares a las descritas en la Sección 4.6. Al igual que en los casos anteriores, la cantidad de hidrógeno que podría ser producido depende del escenario que se tome para el análisis. El oxígeno que resulte de la electrólisis del agua puede ser empleado para uso médico e industrial en la ciudad de Cuenca. No obstante, el empleo en procesos de combustión en el sector industrial presenta amplias perspectivas. Esto se debe a que en la ciudad existen varias industrias que utilizan combustibles fósiles, donde el uso del oxígeno contribuirá en el incremento de la eficiencia de los equipos. Lo mencionado puede complementar adecuadamente el programa de uso de Gas Natural, en sustitución de derivados del petróleo (Gas licuado de petróleo–GLP y Diésel), en la ciudad de Cuenca.

4.14 / Análisis de prefactibilidad del uso de hidrógeno en buses de servicio urbano en Cuenca 4.14.1 / El sistema de transporte urbano de la ciudad de Cuenca El servicio de transporte urbano en Cuenca está a cargo de 6 empresas de capital privado, actualmente consorciadas en una “caja común”. El tamaño de la flota, por empresa, así como el total de buses existentes en la ciudad y la edad promedio de dicha flota se presentan en la Tabla 4.9. La operación de la flota ocurre de lunes a viernes en jornadas de 16 horas/día, esto es de 06:00 a 22:00, con una circulación menor durante los fines de semana y días feriados (en promedio 12 horas/día). Algunos datos relacionados con recorrido promedio, consumo de combustible y otros parámetros estimados, se muestran en la Tabla 4.10. Para los cálculos se ha descontado el peso de los días feriados y los fines de semana, así como la circulación después de las 22:00, donde la circulación es más baja.

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Tabla 4.9 / Flota de buses en Cuenca (actualizada a 2011) Empresa

Cantidad de buses

CONTRANUTOME Los Trigales Ricaurte Turismo Baños UNCOVIA 10 de Agosto

179 75 50 59 80 54

TOTAL

497

Edad promedio de los buses Capacidad de transporte por unidad

Aproximadamente 6 años Hasta 90 pasajeros

Fuente: Elaborado a partir de datos obtenidos de la Municipalidad de Cuenca (2009) y de Investigación de campo

Tabla 4.10 / Características de operación de la flota de buses de transporte urbano en Cuenca Recorrido promedio de cada bus (km/día) * Recorrido anual total (km/año) * Consumo actual de diésel (galones/día) ** Consumo anual de diésel (galones/año) ** Emisiones de CO2 estimadas (t/año) **

250 40.816.000 13.130 4.313.460 41.298

* Valores calculados a partir de datos proporcionados por algunos propietarios/choferes de buses y en base a las distancias recorridas. Por lo tanto, son valores aproximados. ** Valores estimados en función del rendimiento medio de los motores de los buses: 1 gal/10 km de recorrido (sujeto a revisión/actualización).

Un elemento que se debe mencionar cuando se habla de consumo de diésel es que, en nuestro país, este combustible es subsidiado por el Estado, aspecto que se debe tener en cuenta en el análisis de la conveniencia del empleo de hidrógeno en usos que podrían reemplazar al diésel.

4.14.1.2 / Producción y demanda de hidrógeno

192

El objetivo de esta sección es dimensionar la planta de electrólisis y la flota de buses urbanos en la ciudad de Cuenca que usaría hidrógeno como combustible. De acuerdo con los

escenarios presentados (Sección 4.12), la producción de hidrógeno depende de la disponibilidad de energía. Para efectos de este estudio se ha considerado adecuado definir un escenario de trabajo. Este escenario es el A8, que toma en cuenta “condiciones conservadoras” de disponibilidad de energía. De los valores presentados en la Sección 4.12, la cantidad de hidrógeno que puede ser producido en las condiciones del Escenario A8 es de 444000 kg/mes como promedio. Para estimar el tamaño de la flota de buses que podrían operar con la cantidad de hidrógeno indicada se recurre a la siguiente ecuación:



DHy = kmy * fc * N

Ecuación (4.4)

Donde:

DHy kmy fc N

- demanda anual de hidrógeno (kg/año) - kilometraje anual de la flota de ómnibus en operación (km/año) - consumo medio de hidrógeno del vehículo tomado como referencia (kgH2/km) - Cantidad de vehículos

Para los cálculos se ha considerado como referencia el vehículo Citaro Fuel Cell Bus (cuyas principales características fueron indicadas en la sección 4.6.1), el cual presenta un consumo de hidrógeno de 0.205 kgH2/km recorrido. Basados en estos datos y en la Ecuación 4.4 se ha determinado la cantidad de buses que podrían ser abastecidos con este combustible de acuerdo con el Escenario A8, así como el diésel que se evita usar, según se muestra en la Tabla 4.11.

4.14.1.6 / Logística de distribución y abastecimiento de hidrógeno Para evaluar las alternativas de producción y distribución de hidrógeno electrolítico para uso en el sector de transporte urbano de pasajeros en la ciudad de Cuenca, se toma como referencia el trabajo realizado por Riveros (2008), en el cual se abordan las opciones de empleo de hidrógeno electrolítico como combustible en el sistema de transporte urbano de pasajeros

Tabla 4.11 / Dimensionamiento de la flota de buses usando hidrógeno en Cuenca, en condiciones del Escenario A8.

en la Ciudad de Foz do Iguaçu, Brasil. En dicho estudio se propone producir hidrógeno electrolítico en la Hidroeléctrica Itaipu Binacional (propiedad de Paraguay y Brasil, de potencia instalada 14.000 MW), aprovechando Energía Vertida Turbinable. El hidrógeno obtenido serviría para sustituir toda la flota de ómnibus a diésel por buses con celdas de hidrógeno (191 buses en total). La logística de producción del hidrógeno se puede llevar a cabo mediante dos modelos de producción: centralizado y descentralizado. La producción según un modelo descentralizado implica obtener hidrógeno in situ, o sea, en el local de cada empresa de transporte. Con esto se podría obviar la logística de distribución. Para cada caso se requiere dimensionar sistemas de almacenamiento de hidrógeno en forma de gas comprimido. En este modelo, el costo unitario de la planta de producción es más elevado comparado con el modelo centralizado (debido a la economía de escala), además de la necesidad de energía eléctrica de alta tensión para cada planta, lo que significaría una inversión adicional en la instalación de subestaciones eléctricas al lado de cada empresa (este costo a veces es asumido por las empresas de distribución de energía eléctrica). En el modelo centralizado, la producción sería realizada en un único local, para luego ser distribuido a las empresas. El modo de distribución más adecuado, desde el punto de vista económico, a partir de una planta centralizada a los puestos de abastecimiento ha sido analizado por Yang C. and Ogden J. (2006) y los resultados muestran que la demanda y la distancia son parámetros decisivos en el costo de distribución (Ver Sección 4.8).

Disponibilidad mensual de hidrógeno (kgH2/mes) Consumo diario de hidrógeno (kgH2/día) Cantidad de buses a ser abastecidos mensualmente Producción necesaria de H2 (kg/h) Consumo diario de diésel evitado (galones/día) Consumo anual aproximado de diésel evitado (galones/año)

145.240 5.187 101 216 2.674 878.425

193


En el modelo centralizado con distribución del hidrógeno en la forma de gas comprimido, se tiene como principal desventaja el alto número de viajes para transportar el hidrógeno producido desde la planta central hasta las empresas. Adicionalmente, el transporte de este gas en camiones que utilizan diésel introduciría contaminantes atmosféricos en el ciclo de producción/distribución. En este sentido, podría utilizarse camiones también movidos a hidrógeno, lo que finalmente significaría una inversión inicial aún más elevada, repercutiendo en un precio más alto del producto. La posibilidad de distribución del hidrógeno en forma líquida presenta la desventaja de un elevado costo de capital asociado al almacenamiento criogénico y a la necesidad de instalar un sistema de licuefacción, lo que inviabiliza esta configuración. Un modelo centralizado de producción y abastecimiento en un único local muestra como principal ventaja una menor inversión total. La desventaja es que los vehículos de cada empresa tendrían que realizar, en algunos casos, un viaje extra por día para llegar

al local de abastecimiento, lo que implica mayor consumo de combustible. No obstante, este aumento es mínimo: 4,3 % de combustible extra por efectos del recorrido adicional, lo que es poco si se compara con el beneficio económico que puede representar dicha configuración (Riveros, 2008). La planta de electrólisis podría ubicarse al norte de la ciudad, en espacios, por ejemplo, de la misma Unidad de Negocio Hidropaute, o similares. Como condición, se debe contar con un área de al menos media hectárea de terreno. No habrían exigencias especiales, desde el punto de vista ambiental, que impidan su instalación en espacios como el mencionado. De acuerdo con lo anterior, el modelo centralizado de producción y abastecimiento de hidrógeno electrolítico en cada bus directamente en el sitio de producción es el más conveniente desde el punto de vista técnico y económico. Por este motivo, se propone este modelo para la logística de hidrógeno para buses en la ciudad de Cuenca.

194

Figura 4.13 / Diagrama de una estación de abastecimiento de Hidrógeno (Ferreira, 2007)



Tabla 4.12 / Descripción del Diagrama de la Figura 4.13. Ítem

Descripción

Ítem

Descripción

VAR1

Válvula anti-retorno 40m3/h; P = 4 bar

VA1

Válvula de alivio 4 bar

VAR2

Válvula anti-retorno 40m3/h; P = 4 bar

VA2


VAR3

Válvula anti-retorno 1000 m3/h; P = 350 bar

VA3


V1

Válvula solenoide 40m3/h; P = 4 bar

VA4


V2

Válvula solenoide 40m3/h; P = 4 bar

VA5


V3

Válvula solenoide 1.000 m3/h; P = 350 bar

VLV

Válvula limitadora de flujo 40m3/h; P = 4 bar

V4


R1

Válvula reguladora de presión para 4 bar

V5

Válvula solenoide tres vías 1.000 m3/h; P = 350 bar

R2


V6


R3


V7


P1 a P5 Medidores de presión

V8


V9

Válvula solenoide tres vías 1000 m3/h; P = 350 bar

4.14.1.6 / Infraestructura de abastecimiento de hidrógeno Para el abastecimiento vehicular (buses) con hidrógeno se podría aprovechar sin dificultad la infraestructura existente en lugares donde se expende Gas Natural Vehicular -GNV (Ferreira, 2007), lo que ocurre en países como Argentina y Brasil. En el caso de Ecuador, la inexistencia de estos sistemas, obliga a pensar en la necesidad de instalarlos. De acuerdo con el trabajo de Ferreira (2007), la infraestructura para alimentar buses con hidrógeno debe constar de varios dispositivos, como se indica en la Figura 4.13. En dicha figura se incluyen elementos como el sistema de compresión, que no es requerido cuando el hidrógeno viene desde otra planta, donde se produjo y comprimió. En la Tabla 4.12 se describen los elementos mostrados en dicha figura.

Normalmente una estación de abastecimiento de hidrógeno con las características mostradas tarda de 15 a 20 minutos para llenar el tanque de un ómnibus de capacidad igual a 40 kg. La cantidad de buses que podrían ser abastecidos simultáneamente dependerá del número de dispensadores disponibles en la estación. El área del local necesario para la estación es similar a una estación de combustible convencional.

4.14.1.7 / Emisiones evitadas por la flota de buses La posible sustitución de 101 buses que actualmente operan con diésel, por hidrógeno, permitiría evitar 87.8425 galones/año de diésel, equivalente a 2.674 galones diarios de este combustible, como se vio en la Tabla 4.11. Desde el punto de vista ambiental, esto trae importantes beneficios, debido a que se deja de

195


emitir material particulado, SO2, CO2 y otros compuestos. Para efectos del presente trabajo tiene interés la cuantificación de las emisiones de CO2 evitadas. En el caso del material particulado, su reducción llegaría a cero en los buses que operan con hidrógeno. Utilizando la Metodología Top-Down, recomendada por el IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) se ha determinado que la sustitución mencionada permitiría evitar 8.410 tCO2/año. La posible venta de estas emisiones evitadas en el Mercado de Créditos de Carbono será considerado en el análisis económico del proyecto. No se reporta en la literatura, efectos ambientales negativos del uso del hidrógeno como combustible. Esto se entiende, por el hecho de que tanto la combustión de hidrógeno como su uso en células de combustible, produce agua de elevada pureza como residuo.

4.14.1.8 / Algunos aspectos sobre seguridad en el empleo de hidrógeno El hidrógeno es un gas incoloro, inodoro, de elevado poder calorífico y baja densidad que, al mezclarse con el aire en concentraciones entre 4 y 75 % (vol) en la presencia de una chispa arde con una llama invisible que se propaga rápidamente con gran contenido energético y baja radiación. Por ello, es necesario emplear sensores especiales para detectar fugas y vigilar la calidad del hidrógeno y así prevenir explosiones (H2scan, 2009; FCSensor, 2009).

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El hidrógeno no es más peligroso que otros combustibles, como el gas natural o la gasolina, pero sus características son únicas y se debe gestionar adecuadamente (DOE, Safety, 2009). Los límites de combustión (mínimo y máximo) son índices que indican la concentración mínima y máxima de la sustancia en aire que es necesaria para que el gas se combustione y explote. En el caso del hidrógeno, la concentración mínima para que la combustión se produzca es 4 vol. % y la concentración máxima

a la que se puede producir una combustión en presencia de aire y una chispa es de 75 vol. %. Para el caso de la gasolina la concentración mínima para que se produzca la combustión es de 1,4 vol. % y la concentración máxima es 7,6 vol. %. La temperatura de auto-ignición para la gasolina es más baja (246-280 oC) que para el hidrógeno (500-571 oC). En respuesta al creciente interés en el hidrógeno como vector energético, varias son las organizaciones que participan en la elaboración de códigos y estándares para su manipulación. La Asociación Nacional del Hidrógeno (NHA– National Hydrogen Association), (que en 2010 se fusionó con el U.S. Fuel Cell Council (USFCC) para formar la Fuel Cell and Hydrogen Energy Association) ha creado un Grupo de Trabajo de Códigos y Estándares en tópicos como almacenamiento en hidruros, electrólisis para uso residencial, infraestructura para el transporte y aplicaciones marítimas. La Sociedad de Ingenieros Automotores (SAE–Society of Automotive Engineers) ha colaborado activamente con el NHA en los asuntos relacionados a transporte. La mayor parte de estos Estándares se escriben en la Organización Internacional para la Estandarización (ISO) a través del Comité Técnico ISO 197 (Tecnologías de Hidrógeno). En cuanto a Estándares para Celdas de Combustible (Fuel Cells) se encuentran trabajando conjuntamente el International Electrotechnical Committee, IEC TC 105, ISO TC 197 e ISO TC22 SC 21 referente a Vehículos Eléctricos (Ver: http://www.iso.org/iso/home/store/catalogue_tc/catalogue_tc_browse.htm?commid=54560&published=on&includesc=true) (Acceso Septiembre 17 de 2014). 4.14.1.9 / Empleo de hidrógeno y gas natural para motores diesel Una tendencia en algunos países es el empleo de Gas Natural (GN) en buses con motores diésel. Esa tendencia podría llevarse a la práctica también en la ciudad de Cuenca a mediano plazo, cuando sea implantado el programa de



uso de GN en sustitución de derivados de petróleo, programa propiciado por el Ministerio de Industrias y Productividad. Una de las razones para el empleo de GN en flotas de buses urbanos está relacionada con la disminución de contaminantes en relación a las emisiones de los mismos motores cuando operan con diésel. Pero a este hecho se debe adicionar que, estudios a nivel de laboratorio y experiencias reales, muestran que usando GN con 7 % de hidrógeno, y con una adecuada calibración, es posible conseguir disminución adicional de hasta 50 % en las emisiones al medio ambiente (principalmente NOx) (Hythane, 2009).

en la flota de 101 buses en la ciudad de Cuenca estará garantizada si el costo por kilómetro recorrido por cada bus usando hidrógeno, es equivalente o menor al costo por kilómetro recorrido por cada bus recorrido usando diésel.

La ventaja de emplear hidrógeno dentro del GN en las condiciones de la ciudad de Cuenca a corto o mediano plazo es la facilidad de llevar a cabo la propuesta, debido a que normalmente la instalación de GN puede ser utilizada para este propósito. Por otro lado, no es necesario efectuar cambios en el motor o en el sistema de alimentación del mismo aunque, como consecuencia de la menor densidad del hidrógeno en forma de gas, existe una penalización en el volumen del tanque (hasta 20 %), aspecto que debe ser tenido en cuenta en la logística de alimentación de GN. Esta opción de uso del hidrógeno parece viable a corto plazo y se deja como sugerencia a tener en cuenta en Cuenca. Mayor información sobre el tema puede ser consultado en Hythane (2009) o en Automotive Fleet (2009).

b) Instalar una estación de abastecimiento de combustible. Esto es, una estación para alimentar diésel o para alimentar hidrógeno (para simplificar los cálculos se asume que la estación de servicio es exclusiva para la flota de buses en cuestión)

4.14.1.10 / Análisis económico del uso del hidrógeno como combustible en una flota de buses en Cuenca En la evaluación económica del uso del hidrógeno se busca determinar el costo de 1 km de recorrido cuando se trabaja con buses a hidrógeno versus 1 km de recorrido de los buses a diésel. La comparación de resultados permitirá concluir sobre la conveniencia o no del uso del hidrógeno. La viabilidad económica del empleo de hidrógeno electrolítico como combustible

Con el fin de determinar los indicadores mencionados se ha procedido a hacer un cálculo económico para los dos casos. En cada uno de ellos se asume la necesidad de: a) Comprar la flota de 39 buses, ya sea a diésel o con células a hidrógeno (Ver detalles en Pelaez-Samaniego, 2009).

c) Considerar los respectivos gastos de operación d) Considerar los costos del combustible: diésel o hidrógeno. Se asume, además, que existirá capital propio para la inversión inicial. La inversión fija está dada por los valores indicados en la Tabla 4.13. Los precios de los buses a diésel y a hidrógeno han sido asumidos igual a 150000 y 630000 USD por unidad, respectivamente. La flota de hidrógeno va a requerir, además, de una planta de alimentación de hidrógeno. Este aspecto no es necesario en la flota diésel. La inversión en la planta de alimentación de hidrógeno será igual a aproximadamente USD 2.000.000, principalmente debido al costo de los sistemas de almacenamiento y alimentación. Se requerirá, asimismo, de capital de trabajo para compra de combustibles (diésel o hidrógeno) y otros materiales, así como para pagos de mano de obra (choferes y administrativos). Se asume, finalmente, que el costo del diésel será igual a 1,1

197


Tabla 4.13 / Inversión fija aproximada para operar una flota de 39 buses a diésel o hidrógeno en Cuenca Concepto

Buses diésel

Buses hidrógeno

Capital de Instalación Terreno Asistencia Técnica Obras Civiles Otros

6.913.000 303.000 30.600 408.000 55.000

26.674.000 303.000 30.600 408.000 55.000

TOTAL ACTIVOS FIJOS (USD)

7.709.600

27.470.600

Nota: El precio de los buses con células a combustible se toma igual a 630.000 USD cada uno, que es el precio reportado en una flota recientemente creada en Pullman, WA. (http://news.wsu.edu/2013/08/15/new-hybrid-buses-debut-on-wsu-campus-routes/#. UoWAH-KmZhQ, acceso en noviembre 14 de 2013).

USD/galón y que el precio del hidrógeno será de 3,00 USD/kg. Se ha considerado también la posibilidad de venta de créditos de carbono debido a que se evita la combustión de diésel. Detalles relacionados con el método de cálculo pueden ser encontrados en Pelaez-Samaniego (2009). En las condiciones mencionadas, el costo de recorrido de un bus a diésel resultó igual a 0,28 USD/ km, mientras que el de un bus con celda de hidrógeno resultó igual a 0,66 USD/km.

198

Un análisis de sensibilidad simple consideró que el diésel podría costar el doble en el mercado nacional. En estas condiciones, el costo de recorrido de los buses diésel subió a 0,38 USD/km. Asimismo, se analizó la posibilidad de que el precio del hidrógeno sea igual a 2,5 USD/kg, lo que arrojó que el costo de recorrido de un bus a hidrógeno podría bajar a 0,62 USD/ km. Este resultado último muestra que el rubro que afecta el costo de recorrido de los buses a hidrógeno es el costo de los buses. Un análisis adicional consistió en asumir costo de diésel de 3,00 USD/gal. Sin embargo, en este escenario no se observaron efectos importantes debido también al alto costo de los buses.

Otro análisis consistió en determinar qué ocurriría si el precio de los buses a hidrógeno bajan a 450.000 USD/unidad. El costo de recorrido en este caso descendería a 0,52 USD/km. Este último análisis es de interés porque los precios de los buses a hidrógeno tienen una tendencia real a la baja. En el año 2009 cuando se efectuó el primer trabajo relacionado con hidrógeno electrolítico Pelaez-Samaniego, 2009) los precios de estos vehículos estaba por el orden de 1 millón de dólares. Sin embargo, el precio de 630.000 USD/unidad que hemos incluido en este análisis es real. Pullman Transit, en el Estado de Washington, compró recientemente tres buses movidos con celdas de hidrógeno, cuyos precios son de 630.000 USD/ unidad (http://news.wsu.edu/2013/08/15/newhybrid-buses-debut-on-wsu-campus-routes/ .UoWAH-KmZhQ). A manera de conclusión, se observa que aún no es viable económicamente de una flota de buses movidos a hidrógeno en Cuenca. Sin embargo, las perspectivas en la reducción de los precios de los buses y la posible revisión a los precios de los combustibles (a futuro) dejan abierta esta posibilidad y sería bueno efectuar un nuevo análisis a mediano plazo (por ejemplo dentro de 5 años).



4.15 / Generación de energía eléctrica usando hidrógeno

El consumo de hidrógeno es de alrededor de 0,52 m3 H2/kW (0,0467 kg H2/kW).

En esta sección se busca dimensionar una planta de generación eléctrica partiendo de los escenarios de disponibilidad de energía presentados en la sección 4.12. La planta para el proceso de electrólisis puede ser similar a la que se ha propuesto para producir hidrógeno en el sistema de transporte de Cuenca. El único aspecto que va a cambiar es la ubicación de la planta de electrólisis y de la planta de generación eléctrica. Una posibilidad de ubicación es cerca de la misma central hidroeléctrica, con el fin de aprovechar las instalaciones de alta tensión. Sin embargo, este aspecto requiere un análisis más detallado a futuro sobre otras conveniencias o dificultades que puedan aparecer.

Varios proyectos han sido desarrollados para generar energía eléctrica usando celdas a hidrógeno. Como ejemplos: a) la ciudad de Santa Barbara, USA, ha comenzado con un proyecto de cogeneración de 500 kW de potencia eléctrica (2 unidades de 250 kW) usando celdas tipo MCFC (Carbonato Fundido), instaladas en la planta de tratamiento de agua “El Estero”; b) la compañía de cervezas Sierra Nevada de Chico, California, tiene un sistema de cogeneración de 1 MW, utilizando 4 celdas de combustible de 250 kW cada una (celdas de tipo Carbonato Fundido) y capaz de generar 1 200 00 BTU/h de calor; c) sistema de celdas de combustible de 1.4 MW de potencia eléctrica han sido instaladas también en el Hotel Sheraton en San Diego, California (también del tipo Carbonato Fundido) (Renewable Energy World, 2009).

En la evaluación económica del uso del hidrógeno para la generación de energía eléctrica en sistemas de cogeneración se busca determinar el costo de generar 1 MWh de energía eléctrica usando hidrógeno y comparar con el costo de producción de 1 MWh de energía hidroeléctrica. En cuanto a la planta de generación de energía, para efectos del trabajo se considerarán células de combustible tipo PAFC (Phosforic Acid Fuel Cell), que están disponibles en escala comercial. Algunos fabricantes de este tipo de fuel cells son: UTC Fuel Cells en los Estados Unidos; Fuji Electric Corporation, Toshiba Corporation y Mitsubishi Electric Corporation en Japón. Alrededor de 300 unidades de este tipo se han sido evaluados en diferentes aplicaciones estacionarias tanto dentro de los Estados Unidos como en otros países (Fossil Energy, 2009; UTC Power, 2009a). Las células de combustible tipo PAFC funcionan a temperaturas entre 150 a 200 °C. En estas condiciones de operación, el agua en forma de vapor puede ser aprovechado en otros procesos. El sistema combinado de potencia y calor tiene una eficiencia total cercana al 80 %, mientras que la eficiencia eléctrica se encuentra entre 37 a 42 % (FC Handbook, 2004).

Otro ejemplo es una planta de generación instalada en Japón, con capacidad de 11 MW, que ha empleado células PAFC (Fuelcell, 2009; Geocities, 2009). Una planta adicional que está en proceso de construcción se ubica en Bridgeport (Connecticut), con capacidad de 14.9 MW (http://www.ctpost.com/local/article/Largestfuel-cell-generation-plant-in-N-A-4489029. php). Sin embargo, la planta de mayor capacidad de generación eléctrica basada en células a hidrógeno es la que se está construyendo en Corea del Sur (en la ciudad Hwaseong). La planta tendrá una capacidad de 58,5 MW (http://www.fuelcelltoday.com/news-events/ news-archive/2012/october/construction-ofworlds-largest-fuel-cell-power-plant-expected-to-commence-in-2012). A partir de los ejemplos mostrados se deduce que, aunque no existen células de gran capacidad, para instalaciones de tamaño grande se puede recurrir al empleo de varias celdas, instaladas en paralelo en espacios adecuados a cada necesidad. Respecto al costo de las células a combustible, Ferreira (2003) sugiere que, para celdas de com-

199


bustible de potencia superior a 20 kW, se puede considerar una relación bastante realista igual a 1500 USD/kW, y un costo anual de operación y mantenimiento igual a 49 USD/kW. Se espera que el costo de las células a combustible baje a 1000 USD/kW, valor que hemos asumido para los cálculos que se presentarán más adelante. Según Ferreira (2003), cuanto mayor sea la diferencia de precio de la energía eléctrica (entre el horario de alta y baja demanda) aumenta las posibilidades de tornar el proyecto viable económicamente. Este aspecto debe ser verificado si ocurre en las condiciones de Ecuador.

4.15.1 / Dimensionamiento de la planta de generación eléctrica Para determinar la capacidad instalada de la planta de generación se ha considerado la disponibilidad de hidrógeno de 1.850 kgH2/h (14.800 kg H2/día, pues la planta de electrólisis trabajará 8 h/día). El PCI (Poder Calorífico Inferior) del hidrógeno se toma igual a 120 MJ/ kg. La eficiencia de generación eléctrica de las células tipo PAFC se asume en 40%. Adicionalmente, se espera que la planta de generación opere durante 16 horas/día. Esto se debe a que la generación debe ocurrir en horario de alta demanda únicamente. La opción más lógica es en el horario en el cual no está operando la planta de electrólisis, o sea de 6:00 a 22:00, donde la energía de la central hidroeléctrica no se puede usar para producir hidrógeno, sino para despacho únicamente. En estas condiciones, la generación real será de 197,3 MWh/

PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO (Consumo de energía eléctrica)

día (71 GWh/año, asumiendo 360 días de operación). El esquema de operación de planta de electrólisis y planta de generación puede ser representado gráficamente, como se observa en la Figura 4.14. Este es, sin duda, el esquema más simple de producción de hidrógeno y de energía eléctrica, pero en dependencia de otros factores relacionados con la demanda y costo de la energía, es posible estructurar otros esquemas más complejos. Con los datos indicados es posible efectuar un balance de energía y llegar a la conclusión de que la capacidad de la planta es de aproximadamente 12 MW. Esta capacidad instalada puede variar en función de otros escenarios de disponibilidad de hidrógeno o de otros escenarios de posibilidades de cogeneración. En Pelaez-Samaniego et al. (2014) se ha sugerido analizar opciones de integración de otras fuentes de energía renovable con el objetivo de que los sistemas de backup usando hidrógeno electrolítico puedan operar de manera continua durante todo el día. La tabla 4.14 resume algunos resultados. La operación de la planta de generación durante 16 horas diarias obliga a contar con 49 células a combustible de 250 kW cada una. No obstante, si con la misma disponibilidad de hidrógeno la planta pudiera operar durante 24 horas, la cantidad de células a combustible disminuiría a 33 unidades. Este aspecto pudiera ser tenido en cuenta para bajar costos de inversión inicial. Un análisis más detallado del proceso de dimensionamiento de la planta

DESCARGA DE HIDRÓGENO (Generación de energía eléctrica)

200 10pm - 6am

6am - 10pm

Figura 4.14 / Esquema de generación de energía eléctrica y producción de hidrógeno en la planta de cogeneración.



Tabla 4.14 / Capacidad instalada de la planta de generación con células a combustible Disponibilidad promedio de hidrógeno electrolítico (kgH2/día)

14.800

Tamaño de la planta según cálculos (kW)

12.333

Tamaño real de la plantas (kW)

12.000

Generación esperada de la planta operando 16 horas (MWh/día)

197

de cogeneración puede ser consultado en Peláez-Samaniego (2009).

Hidropaute se involucra con nuevas fuentes de energía renovable.

Adicional a lo mencionado, en la cuantificación de los beneficios económicos se puede incluir la capacidad de cogeneración de las células a ser usadas. Como se ha mencionado, estos equipos generan también 250 kW de energía térmica (vapor de agua) que puede ser aprovechado de diversas maneras. No obstante, la ubicación de la planta generadora en la hidroeléctrica o en un lugar cercano, conduce a que la única opción de aprovechamiento del vapor es en turbinas de vapor, con lo que se puede incrementar la eficiencia del proceso. Este aspecto no es discutido en este análisis debido a que es poco atractiva la cantidad de energía térmica en condiciones del escenario A8 como para pensar en generación en turbinas de vapor, aunque otros escenarios pueden mostrar mejores perspectivas en este sentido. Una mejor manera de aprovechar el vapor es utilizarlo en sitios donde se dispone de consumidores directos de vapor de agua (industrias, hospitales, hoteles, etc.).

Respecto al análisis de impactos ambientales, el elemento de más importancia es el relacionado con las emisiones que se evitan al usar hidrógeno en sustitución de, por ejemplo, derivados de petróleo para la generación de energía en plantas térmicas. Este aspecto no es evaluado en este capítulo. Sin embargo, en Pelaez-Samaniego (2009) se muestran detalles del análisis y algunos resultados que pueden ser adecuados a otros escenarios.

Es importante mencionar que el procedimiento empleado para dimensionar la planta y el esquema de operación puede ser empleado también cuando se pretende usar otras fuentes de energía para producir el hidrógeno. Esto puede ser de interés a futuro si la Unidad de Negocio

4.15.2 / Análisis económico del uso del hidrógeno para la generación de energía eléctrica Para evaluar la conveniencia de emplear hidrógeno para la generación de energía eléctrica se procede a determinar el costo de producción del kWh de energía y se compara con el costo de producción cuando se emplea otras fuentes primarias, en particular energía hidroeléctrica y energía termoeléctrica. Para el cálculo se toman en cuenta los siguientes aspectos: a) Las inversiones incurridas para la generación eléctrica b) El costo del hidrógeno (o del combustible convencional) c) Gastos de operación requeridos

201


En este estudio se asume que todo el capital para la inversión inicial es propio. La inversión inicial involucra: células a combustible, sistemas de almacenamiento, terrenos, infraestructura civil, sistemas de alimentación de hidrógeno hacia las células, costos de supervisión e instalación, entre otros. El costo del hidrógeno se asume igual al costo de producción en el escenario A8 presentado previamente. Un análisis de sensibilidad toma en cuenta el costo en el escenario A24, con el objetivo de ver el impacto del costo del combustible. Para la operación se consideran mano de obra (directa e indirecta), insumos, mantenimiento, entre otros. El cálculo económico presentado en esta sección es a nivel de prefactibilidad solamente, por lo que puede ser revisado a futuro. Detalles del análisis económico se pueden encontrar en Pelaez-Samaniego (2009). No se ha incluido en el análisis la posible venta de créditos de carbono ni la venta de vapor (energía térmica). Se espera que estos dos rubros afecten los resultados de alguna manera, por lo que requieren ser incluidos en estudios a nivel de factibilidad.

202

Con los antecedentes mencionados se llegó a determinar que el costo de producción de energía eléctrica con hidrógeno es de aproximadamente 266 USD/MWh. El análisis de sensibilidad mostró que, si el hidrógeno costara solamente 2,14 USD/kg, el costo de generación de energía podría bajar a aproximadamente 189 USD/MWh. El costo de producción de energía hidroeléctrica en el país se ubica alrededor de 25 USD/MWh. Se observa que el costo de generación de energía eléctrica usando hidrógeno no es competitivo con la generación de energía eléctrica en las condiciones actuales de nuestro país. Sin embargo, el análisis efectuado muestra opciones que a futuro pueden ser de interés. Por lo pronto, los usos discutidos como materia prima o rubro para la refinación de petróleo presentan interés más práctico en la actualidad.

4.16 / Implicaciones socio-ambientales del proyecto de producción y uso de hidrógeno La puesta en práctica de cualquiera de las propuestas presentadas en el presente capítulo puede traer importantes beneficios sociales. Dichos beneficios se pueden clasificar en directos e indirectos. La creación de fuentes de mano de obra directa e indirecta necesaria para la operación de cada propuesta es el primer beneficio social resultante de la implantación del proyecto de producción y uso de hidrógeno. Detalles del método usado para evaluar este impacto pueden ser consultados en Pelaez-Samaniego (2009). Como es lógico, cada uso de hidrógeno impacta de diferente manera. Por ejemplo, debido a que solamente se sustituye un tipo de bus por otro, en la propuesta de uso de hidrógeno en la flota de buses no hay creación de fuentes de trabajo para conductores, aunque la producción del hidrógeno con seguridad genera nuevas fuentes de trabajo. Respecto a los beneficios sociales indirectos, no es sencillo aplicar una metodología que permita cuantificarlos. No obstante, es importante señalar algunos aspectos resultantes de la ejecución de los proyectos en cuestión, como se presenta a continuación: a) Es importante la capacitación que se adquirirá en áreas especializadas en el tema del hidrógeno, con la perspectiva de servir de semillero para difundir conocimiento y experiencia en el área dentro del país. b) La ejecución de cualquiera de las propuestas creará condiciones para que nuevos servicios sean ofertados alrededor de la producción y uso del hidrógeno: obras civiles, transporte, alimentos, laboratorios, infraestructura educativa, etc. c) La producción de hidrógeno a partir del agua, aprovechando energía eléctrica excedente, educa socialmente a los ecuato-



rianos en la cultura de la diversificación y optimización de los recursos del país. Este aspecto, a su vez, permitirá dar robustez y flexibilidad al sistema integrado de producción energética nacional, debido a la posibilidad producir hidrógeno electrolítico a partir de energía eléctrica obtenida de fuentes renovables no convencionales (eólica, solar, etc.) d) Formación de capital humano a nivel de pregrado y postgrado en las universidades ecuatorianas, particularmente de aquellas localizadas en la zona de influencia de las centrales hidroeléctricas. Esto implica involucrar a las universidades de forma objetiva y activa en el desarrollo científico y tecnológico del país. e) Se crearán condiciones para el desarrollo de varios trabajos académicos alrededor de la producción y uso del hidrógeno y sus consecuencias sociales, económicas y ambientales. Particularmente, se espera que varios trabajos de tesis a nivel de pregrado y postgrado sean desarrollados sobre el tema. f) Será posible la creación de Centros de Investigación para desarrollar la Ciencia, la Tecnología y la Aplicación del Hidrógeno. Este aspecto es notorio en todas las propuestas discutidas, pero es relevante en la industria basada en el hidrógeno: producción de amoníaco, refrigeración ecológica e hidro-tratamiento del petróleo. g) El hidrógeno puede arrastrar el desarrollo de otras energías renovables, particularmente eólica y solar, dando paso a la producción de equipos de “tecnología limpia” dentro del país. Esto puede ser consecuencia de la incursión de las empresas de energía en nuevas opciones energéticas renovables.

h) Fomenta el desarrollo de un parque automotor híbrido, con el empleo de hidrógeno y de electricidad. i) La producción de hidrógeno electrolítico impacta favorablemente sobre el medio ambiente, al producir agua como residuo de su uso, y al producir oxígeno como subproducto. El empleo de este último tiene un impacto social enorme, pues puede ser aprovechado por industrias u hospitales, a precios muy bajos, o para “rejuvenecer” ríos y represas. Como se ha mencionado, es difícil cuantificar los impactos indicados. No obstante, ignorarlos implica no dimensionar adecuadamente las enormes repercusiones positivas indirectas del proyecto. La incursión en la tecnología de producción y uso del hidrógeno permitirá al país dejar de depender de técnicos extranjeros para que nos inicien en el tema. Históricamente, Ecuador se ha caracterizado por esa dependencia en muchos campos. Esta puede ser una oportunidad para vincular al Estado, las empresas de producción de energía (tanto públicas como privadas) y las universidades en un gran proyecto, que a futuro puede permitir no solo aprovechar tecnologías externas, sino buscar la producción de equipos dentro del país.

4.17 / Aspectos relacionados con la creación de una planta piloto La futura puesta en práctica de cualquier alternativa analizada pudiera verse favorecida si, en una etapa exploratoria-demostrativa, de divulgación y de generación de experiencias, CELEC E.P., a través de su Unidad de Negocio Hidropaute, crea una planta piloto para producir y usar hidrógeno electrolítico. La alternativa que pudiera ser llevada a la práctica a corto plazo consiste en comprar, instalar y operar una pequeña planta de cogeneración, dentro de la propia Unidad de Negocio Hidropaute.

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Basado en lo discutido en las secciones anteriores, se puede pensar que una planta para este propósito pudiera constar de uno o varios electrolizadores y una o varias células a combustible que, trabajando de manera sincronizada, permitan generar energía eléctrica y obtener calor. El calor podría ser empleado para, por ejemplo, calentar agua y/o para cocción de alimentos dentro del campamento de la misma hidroeléctrica. En escala demostrativa, la capacidad de la planta puede ser baja, y se puede operar una célula a combustible de 250 kW de energía eléctrica (más 250 kW de energía térmica) tipo PAFC, acoplada, por ejemplo, con un electrolizador Norsk Hydro 5020. Una celda de hidrógeno de este tipo puede ser ubicada en un espacio físico de, aproximadamente, 3 x 3 x 5.5 m. La producción de hidrógeno permite operar dicha celda de hidrógeno de manera continua. Un sistema parecido se ha instalado en la ciudad de Nueva York, para producir hidrógeno a partir de metano obtenido en un sistema de biodigestión (UTC, 2009b). Otro ejemplo de un sistema similar al de esta propuesta, con capacidad de 200 kW, se ha instalado en la Compañía Paranaense de Energía, en Brasil, también para efectos demostrativos. La célula a combustible ya

viene equipada con un conversor de corriente (la energía obtenida ya es corriente alterna). En la Figura 4.15 se muestra un esquema y las dimensiones exteriores aproximadas de una planta de este tipo. En el esquema de la Figura 4.15 se ha incluido un sistema de almacenamiento de pequeña capacidad, con el objetivo de almacenar cantidades menores de hidrógeno (a baja presión). La operación del sistema exige que, para alimentar de forma continua a la celda de combustible, el electrolizador deberá trabajar también de manera continua a un 56 % de su capacidad. Este resultado se desprende tomando para el análisis la información correspondiente a un electrolizador Modelo 5020, que puede producir de 4,5 a 13,5 kg/h de hidrógeno, y de un balance de energía que permita producir 250 kW de energía eléctrica, partiendo del PCI del hidrógeno (120 kJ/kg). El electrolizador debe estar dentro de un pequeño galpón o área cubierta, no así la célula a combustible, que puede estar ubicada al aire libre. Los aspectos económicos a tener en cuenta en el montaje de la planta piloto indicada tienen que ver, fundamentalmente, con los costos de los equipos, la infraestructura civil, más gastos

SISTEMA DE COGENERACIÓN

H2

Sistema de almacenamiento de peqieñas cantidades de H2

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Célula de Hidrógeno Tipo PAFC

Energía eléctrica 250 kW 10 m

Electrolizador Norsk Hydro 5020

Energía calorífica 250 kW 12 m

Figura 4.15 / Esquema de la posible distribución de una planta de cogeneración de 250 kWe+250 kWt, basada en el empleo de hidrógeno como combustible (espacio no incluye áreas de carga/descarga, almacenamiento, oficinas, etc.)



de puesta en marcha y capacitación. Estos elementos necesitan ser analizados en las condiciones presentes. Un elemento que vale resaltar respecto a la instalación de una planta piloto es el impacto que va a provocar, pues se estaría mostrando a la sociedad la viabilidad, confiabilidad y factibilidad de los sistemas basados en el hidrógeno, así como dará la posibilidad de crear conocimientos y experiencia locales en el manejo de los mismos. La repercusión futura puede ser alta, debido a que se mostrará que es una opción energética no solamente para aprovechar energía hidráulica excedente, sino también energía solar y eólica que, debido a su carácter aleatorio, deben recurrir a formas de energía que permitan ser almacenadas y, simultáneamente, permitan practicar otros usos, donde el hidrógeno va a jugar un papel trascendental. La actual alta dependencia en recursos hídricos ha conducido a crisis de energía en Ecuador, aspecto que debe ser un motivo para la búsqueda de alternativas viables. Esto debe ir de la mano con una nueva filosofía de las empresas de energía: expandir su campo de acción hacia otras formas de energía sostenibles.

4.18 / Consideraciones finales sobre este capítulo Varios factores conducen a la búsqueda de nuevas fuentes de energía en el mundo. Entre ellos es indiscutible la importancia que representa el aspecto ambiental. Motivados por esto, muchos países están promoviendo la exploración de nuevas fuentes energéticas, ya sea para la generación de energía eléctrica, como combustible para el sector del transporte o para sustituir químicos y materias primas derivadas del petróleo y de otros fósiles. El hidrógeno aparece como una alternativa importante para diversificar la oferta de combustibles y de materias primas, por lo que tanto gobiernos como universidades y centros de investigación alrededor del mundo han mostrado enorme interés en el tema.

Dentro de las tecnologías para obtener hidrógeno se desataca la electrólisis del agua, aprovechando energía que de otra manera se perdería por efecto de evacuaciones de agua sin turbinar en las hidroeléctricas, o aprovechando energía disponible en horarios de baja demanda cuando la generación proviene de eólica y/o solar. En este contexto, este trabajo ha analizado las posibilidades de producir hidrógeno electrolítico aprovechando el caudal vertido por la Unidad de Negocio Hidropaute. No obstante, los resultados se adaptan a un análisis más general respecto a la posibilidad de producir hidrógeno electrolítico, siempre que se disponga del insumo: energía eléctrica. De los usos posibles del hidrógeno: a) como materia prima para la producción de amoníaco (en Guayaquil), b) como insumo en la refinación de petróleo (en Esmeraldas), c) como combustible en vehículos con células a combustible (en Cuenca); y, d) para la generación de energía eléctrica en sistemas de cogeneración (en el sitio de la hidroeléctrica), se ha visto que todos estos usos tienen potencial. Sin embargo, el de mayor perspectiva a corto plazo podría ser como combustible vehicular. Aspectos técnicos relacionados con estos usos han sido discutidos ampliamente: tamaño de la flota de buses que trabajaría con hidrógeno, logística de distribución y abastecimiento, infraestructura, aspectos requeridos para la generación de energía eléctrica, dimensionamiento de la planta de generación, entre otros aspectos. No obstante, dicha flota va a ser viable si los costos de los buses o hidrógeno disminuyen significativamente. Se sugiere analizar la posibilidad de contar con un suministro constante de energía eléctrica durante todo el día, valiéndose de otras fuentes de energía (solar, eólica, etc.) en las que podrían incursionar empresas de generación eléctrica como la Unidad de Negocio Hidropaute. El costo de producción obtenido con la planta de electrólisis operando de forma continua permite pensar en la posibilidad de ofer-

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tar, en un futuro cercano, hidrógeno a precios competitivos, lo que puede resultar atractivo para algunas industrias nacionales y extranjeras, así como la posibilidad de refinar petróleos de baja calidad o producir amoníaco y subproductos. La incursión de la Unidad de Negocio Hidropaute, y del país en general, en proyectos como los propuestos en el presente capítulo puede tener un gran impacto a futuro, por lo que, a pesar de no presentar atractivo económico visible en la actualidad, la internalización de los costos ambientales y la necesidad de diversificar la producción de energía deben conducir a la empresa a analizar la conveniencia no solo de producir hidrógeno electrolítico, sino de otras formas de energía limpias y renovables, contribuyendo de esta manera al desarrollo económico y tecnológico del país, y a mantener una buena imagen de compromiso social y cuidado del ambiente.

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La producción de hidrógeno electrolítico por sí sola, sin un uso definido y fijo, no parece viable a corto plazo (no menos de 5 años), sin embargo poseer esta tecnología podría posicionar al Ecuador para ser uno de los líderes en este campo cuando la tecnología de celdas combustibles madure o cuando la demanda de hidrógeno aumente en el país. Por esto, es recomendable la construcción de una pequeña planta piloto (con uno o dos electrolizadores pequeños) para la producción de hidrógeno en centrales de generación como la Unidad de Negocio Hidropaute, conforme algunas directrices que se han señalado en el trabajo. Este aspecto permitirá ganar experiencia y conocimientos en la operación de estos sistemas, con el fin de que a futuro se pueda implantar unidades más grandes que pudieran estar acopladas con plantas eólicas y solares. Esta planta piloto podría ser parte de un proyecto más grande para desarrollar un centro de investigación de energías renovables (energía eólica, solar, biomasa) en la provincia del Azuay, buscando desarrollar nuevas estrategias para el desarrollo de ener-

gías renovables y una industria química verde en el Ecuador. El desarrollo de la tecnología del hidrógeno en el Ecuador podría tener efectos multiplicadores que deben ser analizados cuidadosamente. Esta tecnología podría tener un efecto catalítico para el desarrollo de la energía solar y eólica en el país. En particular el desarrollo de la energía eólica y solar es muy compatible con la forma de operar de la Unidad de Negocio Hidropaute y se podrían complementar muy bien. La existencia se celdas electrolíticas para producir hidrógeno favorecerían el desarrollo de estas tecnologías renovables que también requieren sistemas similares para absorber/ amortiguar las fluctuaciones en la producción de energía durante el día y la noche. Por otro lado, poseer tecnologías para producir hidrógeno en el Ecuador haciendo uso de energía renovable puede conducir al desarrollo de una industria química nacional (hidrotratamiento de petróleos pesados, producción de fertilizantes, etc.) que podría hacer uso del hidrógeno “verde”. En este sentido, se recomienda dar un enfoque más global a la oportunidad de incursionar en la tecnología del hidrógeno, involucrando a otros sectores de la sociedad, como universidades, empresas del Estado, inversionistas privados y al gobierno en general, a través de los diferentes ministerios y secretarías relacionadas con el tema. Aunque el uso de hidrógeno para transporte urbano de pasajeros no será viable hasta que los precios de los buses sean más bajos, sería valioso pensar, en caso de disponer de hidrógeno, en las ventajas que puede tener la operación de al menos un vehículo con esta tecnología, con la finalidad de crear conciencia social sobre el potencial que ofrece este combustible y, sobre todo, ganar experiencia y conocimientos en el tema. Asimismo, se ha demostrado los subsidios a la energía, particularmente al diésel para buses, influyen directamente en los costos de cada kilómetro recorrido y en los parámetros de comparación entre buses a diésel e hidrógeno,



y pueden ser decisivos a futuro para concluir sobre la viabilidad económica de un proyecto de uso del hidrógeno en buses de transporte urbano. Por ello, la existencia de políticas que permitan una “competencia leal” entre diferentes tipos de energía es una necesidad en el país. Finalmente, los resultados del análisis económico de la generación de energía usando hidrógeno muestran que una asignación mayor de costo al oxígeno podría disminuir el del hidrógeno. Esto es posible en condiciones de la existencia de un mercado consumidor de oxígeno, por lo que se recomienda tener en cuenta la ventaja de producir hidrógeno en lugares con potenciales consumidores de oxígeno.

Agradecimiento Este capítulo ha sido adaptado y actualizado del informe de un trabajo de consultoría (Proyecto CELEC-HP-002-2009-CDC), dirigido por M.R.Pelaez-Samaniego. Los autores dejamos constancia de nuestro agradecimiento a CELEC-Unidad de Negocio Hidropaute por la apertura a la publicación de estos resultados y por el financiamiento para la ejecución del trabajo.

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V / Eficiencia

energética y ahorro de energía en el Ecuador Juan Leonardo Espinoza Abada, Paúl Martínez Mosquerab (*)

5.1 / Introducción

a Departamento de Ingeniería Eléctrica, Electrónica y Telecomunicaciones, Universidad de Cuenca, Cuenca-Ecuador b CELEC E.P., Unidad de Negocio Hidropaute, Cuenca-Ecuador.

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* Forma de referenciar este capítulo: Espinoza Abad, J.L., Martínez Mosquera, P., 2015. Eficiencia energética y ahorro de energía en el Ecuador. En: “Energías renovables en el Ecuador. Situación actual, tendencias y perspectivas”, Editores: Peláez Samaniego, M.R. y Espinoza Abad, J.L. Universidad de Cuenca. Gráficas Hernández, Cuenca, Ecuador.

Por eficiencia energética se entienden todos aquellos cambios que conducen a una reducción de la energía utilizada para generar un servicio energético dado o un mejor servicio energético (calefacción, iluminación, etc.). Esta reducción en el consumo de energía se atribuye a mejoras tecnológicas, a una mejor organización y gestión de un sector dado o a una mayor eficiencia económica del mismo, por ejemplo, a través de incrementos de productividad (BID, 2012). La eficiencia energética es un concepto transversal que impacta a todos los sectores de cualquier economía del mundo. A nivel internacional, la eficiencia energética es reconocida como una de las estrategias más costo-efectivas para enfrentar asuntos complejos como la seguridad energética, el cambio climático, la competitividad y la trasferencia tecnológica (BID, 2012). Desde un punto de vista técnico-económico, la eficiencia energética se enfoca en la capacidad de una economía para “convertir” sus fuentes primarias y, por tanto, determinar lo que pierde en su transformación y distribución hasta llegar al consumidor. En ese sentido, la eficiencia energética se calcula como el cociente entre el “output” de energía final consumida y los “inputs” de energía primaria empleados en los procesos de transformación energética (Patterson, 1996). Aunque pudieran citarse definiciones adicionales del término “Eficiencia Energética”, todas coinciden en su objetivo: la reducción del consumo de energía manteniendo los mismos servicios energéticos, sin afectar nuestro confort y calidad de vida. Un ejemplo sencillo es el relacionado con la sustitución de focos convencionales (incandescentes) por los

V EFICIENCIA ENERGÉTICA Y AHORRO DE ENERGÍA EN EL ECUADOR Juan Leonardo Espinoza, Paúl Martínez

llamados “focos ahorradores”, que son lámparas fluorescentes compactas de alta eficiencia (CFL, por sus siglas en inglés) o por lámparas LED. Los LED (Light-Emitting Diode) o diodos emisores de luz se usan como indicadores en muchos dispositivos y, últimamente, en aplicaciones de iluminación. Debido a sus altas frecuencias de operación son también útiles en tecnologías de comunicaciones e Internet (Zheludev, 2007). En ambos casos, el nivel de iluminación de un dormitorio u oficina, es decir el servicio y confort en dicho espacio no se ve afectado, pero el nivel de consumo energético se puede reducir en un 80 % o más. En el mercado se puede constatar que el nivel de iluminación de un foco fluorescente (ahorrador) de 20 vatios (W) de potencia es similar al de un foco incandescente de 100 W, mientras que un foco LED es de dos a tres veces más eficiente que su par fluorescente. A ello se suma el hecho de que las alternativas eficientes tienen una vida útil promedio de 10.000 horas (CFL) y 50.000 horas (LED) frente a las aproximadamente 1.000 horas que dura un foco incandescente. Al ser energéticamente eficientes, es decir al reducir nuestro consumo de energía, estamos asegurando el abastecimiento, somos más competitivos, a la vez que contribuimos a la protección del ambiente (menor consumo de recursos y menos contaminación). En otras palabras, la eficiencia energética constituye un criterio imprescindible dentro de cualquier enfoque sobre sostenibilidad. En las últimas décadas, el avance de las tecnologías relacionadas con la eficiencia energética ha sido notorio, abarcando prácticamente todas los sectores y niveles de la actividad humana. En el sector de la transportación, por ejemplo, se tienen vehículos de alta eficiencia en el consumo de energía, tales como las tecnologías de “Válvulas inteligentes de Tiempo Variable” (VVT-i de Toyota ó i-VTEC de Honda) que utilizan un sofisticado ordenador para modificar el tiempo de entrada de aire a las válvu-

las, respondiendo a las condiciones de conducción y carga del vehículo, proporcionando un par instantáneo del motor, a lo largo de todo el recorrido. Esto permite una mejor aceleración, menor consumo de combustible y, por tanto, menos emisiones. Adicionalmente, desde hace algunos años están ya en el mercado ecuatoriano los vehículos híbridos (gasolina-eléctricos) y últimamente están apareciendo los vehículos 100% eléctricos y aquellos que utilizan celdas de combustible (hidrógeno). La sección 5.7 aborda el tema de los autos híbridos y eléctricos en Ecuador. Así mismo, se viene trabajando con diseños, productos y materiales más ligeros que demanden menos combustible para su transporte, con lo que se disminuye las emisiones de CO2. Para el sector residencial, a más de los ya conocidos focos ahorradores y lámparas LED, existen en el mercado una amplia gama de electrodomésticos eficientes tales como refrigeradoras, acondicionadores de aire, lavadoras, etc. Hoy en día en el Ecuador, como sucede en muchos otros países, se exige a los vendedores de electrodomésticos cumplir con normas obligatorias relacionadas al etiquetado de eficiencia energética, que compara el consumo de un determinado electrodoméstico con la media de productos similares (Figura 5.1). Actualmente, también se disponen de programas o “software” desarrollados específicamente para calcular o proyectar la demanda energética, que se basan en la simulación de consumos de un domicilio o una industria, a fin de determinar el mejor patrón de consumo que permita ahorrar dinero al momento de pagar la planilla. Adicionalmente, en el sector de la mediana y gran industria, es ahora frecuente la realización de auditorías energéticas. Una Auditoría Energética es un procedimiento sistemático para obtener un conocimiento confiable del perfil de los consumos energéticos en una instalación, identificando y valorando las posibi-

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Figura 5.1 / Cómo leer una etiqueta de eficiencia energética. Fuente: MEER, www.energia.gob.ec/plan-de-normalizacion-y-etiquetado/

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lidades de mejora de la eficiencia energética desde el punto de vista técnico y económico. La auditoría puede permitir evaluar las oportunidades de ahorro o diversificación de la energía (por ejemplo, el uso de energías renovables o la iluminación natural) y su repercusión en los costos energéticos. En el sector industrial, además, se cuenta con una serie de dispositivos que optimizan el consumo de energía: motores de alta eficiencia, controles digitales, inverters, etc. Por ejemplo, el sistema inverter, también llamado variable-frequency drive (VFD) permite controlar velocidad y torque de motores de corriente alterna (AC) mediante la variación de la frecuencia y voltaje del motor, según la necesidad (NEMA, 2007). Es un sistema proporcional, a través de un variador de frecuencia, que evita continuos arranques y paradas de motores o compresores, con la consiguiente reducción del consumo de energía.

También el sector de la construcción ha desarrollado soluciones energéticamente eficientes para las edificaciones al mejorar el aislamiento de los edificios para reducir pérdidas de calor, utilizar la energía solar pasiva (y/o activa) o construir “edificios inteligentes”. Hoy en día se promueve la integración tecnológica en el diseño “inteligente” de una vivienda o edificación, a través de la domótica, entendida como un sistema capaz de automatizar dicho espacio mediante redes de comunicación. Así, la domótica abarca aspectos relacionados a gestión energética, climatización, seguridad, comunicación, etc. de un emplazamiento, donde los equipos automatizados son agrupados por funciones y tienen la capacidad de comunicarse interactivamente a través de un bus multimedia que los integra (Junestrand et al., 2005).


En el sector eléctrico en particular, además de la eficiencia que se puede obtener en el lado del consumidor final, existen también criterios y tecnologías a aplicarse a lo largo de todo el Sistema Eléctrico de Potencia – SEP, desde la generación a la distribución. Todo ello se enmarca en lo que se conoce como “smart-grids” o “redes inteligentes”, tema que será abordado con más de detalle al final del presente capítulo. (Sección 5.9). Muchos de los ejemplos citados sobre eficiencia energética tienen importantes ventajas económicas. A pesar de requerirse una inversión inicial considerable, particularmente en sectores industriales y de grandes edificaciones, son proyectos con periodos de retorno de la inversión de cuatro años o menos, lo que representa una tasa de retorno anual de al menos el 25 % y prácticamente sin ningún riesgo asociado (Clark II, 1998). A nivel macroeconómico, el costo de ahorrar un kWh es generalmente más barato que producir la misma cantidad de energía desde el lado de la oferta (Swisher et al., 1997). Si bien los términos “eficiencia energética” y “ahorro de energía” tienen significados similares y se pueden usar indistintamente, pues ambos buscan la optimización en el consumo de la energía, promoviendo la sostenibilidad económica, ambiental y social, existen una diferencia conceptual importante: la eficiencia básicamente apela a la tecnología (entendida como ciencias aplicadas), mientras que el ahorro apunta a cambiar el comportamiento personal/colectivo para reducir el consumo de energía. Entre las prácticas más conocidas que llevan al ahorro de energía están: • Sector transporte: conducir más despacio, caminar o andar en bicicleta, utilizar el transporte público. • Sector residencial: ducharse adecuadamente (ahorro de agua), no dejar conectados los electrodomésticos, no dejar las luces encendidas al salir de la habitación.

• Sector industrial: realizar el mantenimiento periódico de los equipos de mayor consumo, “aplanar” la curva de demanda, utilizar luz natural en las naves industriales. “Tanto la tecnología disponible, como los hábitos responsables, hacen posible un menor consumo de energía, mejorando la competitividad de las empresas y la calidad de vida de las personas” (IDAE, 2013). Sin embargo, la aplicación de la eficiencia energética no ha estado exenta de críticas. Desde inicios de la revolución industrial en el siglo XVIII se ha debatido mucho acerca de la eficiencia y el ahorro de energía. William Stanley Jevons publicó en 1865 un libro titulado “The Coal Question”, donde observó que el consumo del carbón se elevó en Inglaterra después de que James Watt introdujera su máquina de vapor alimentada con carbón. En el libro se enunció la Paradoja de Jevons: “aumentar la eficiencia disminuye el consumo instantáneo, pero incrementa el uso del modelo lo que provoca un incremento del consumo global”. Concretamente, la paradoja de Jevons implica que la introducción de tecnologías con mayor eficiencia energética puede, a la postre, aumentar el consumo total de energía (Alcott, 2005).

5.1.1 / Cómo medir la eficiencia energética A escala residencial o industrial, un proyecto de eficiencia energética o más bien el resultado de una determinada aplicación energéticamente eficiente es relativamente fácil de determinar: el ahorro en el pago de la planilla de consumo. Por ejemplo, en el Ecuador, una vivienda cuyo pago por consumo mensual de electricidad es $ 40 de los cuales el 50 % representa iluminación, verá reducida su planilla a $ 24, si cambia su iluminación “convencional” por iluminación eficiente asumiendo que se reemplazarán focos incandescentes de 100 W por focos ahorradores de 20 W de potencia y considerando un valor de 10 centavos de dólar por cada kWh. En proyectos más complejos, y

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como se explicó anteriormente, se debe determinar la tasa de retorno en la inversión, que generalmente es superior al 25 %. A nivel macroeconómico, sin embargo, la medición de la eficiencia energética no es tan sencilla como en los ejemplos anteriores, pues intervienen otras variables relacionadas con el desarrollo de los países. Es así que se ha propuesto un indicador conocido como “intensidad energética”, mismo que relaciona la energía consumida por unidad de producción.

5.2 / Intensidad energética Luego de la crisis del petróleo de 1973, la eficiencia energética en los países más ricos del mundo, pertenecientes a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OECD, por sus siglas en inglés) fue uno de los instrumentos más poderosos para reducir la dependencia de sus importaciones petroleras. Como resultado, el PIB continuó creciendo en dichos países mientras que el consumo de energía permaneció casi inalterable durante el periodo 1973-1988. La vieja idea de que crecimiento económico y consumo de energía iban mano con mano fue abandonada, lo que condujo a realizar muchos estudios y a sentar las bases para nuevas políticas energéticas en varios países (Swisher et al., 1997).

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La intensidad energética es un indicador clave que determina el comportamiento de un país y, particularmente, la eficiencia energética de su economía. La intensidad energética es la cantidad de energía usada por cada mil dólares producidos; es decir, muestra la relación entre la energía consumida y la producción de bienes. Por lo tanto, interesa que la intensidad energética sea la menor posible. Este dato debe ser analizado en contexto con la información correspondiente a la evolución de las estructuras del producto interno bruto-PIB (sectorial), las fuentes de energía utilizadas y los usos que se da a la energía.

En términos generales, la intensidad energética se calcula como la relación entre el consumo energético (E) y el PIB de un país: I = E/PIB. En otras palabras, “I” mide el número de unidades de energía (BTU, MWh, etc.) para producir 1 unidad de riqueza ($). Por lo tanto, una intensidad energética elevada representa un alto costo en la “conversión” de energía en riqueza (se consume mucha energía y se obtiene un PIB bajo); mientras que una intensidad energética baja indica un consumo bajo de energía para obtener un PIB alto. La Figura 5.2 muestra un cuadro donde se expresa el ingreso per cápita anual y la eficiencia energética (expresada en dólares por millón de BTU10) para las 40 economías más grandes del mundo. Se puede apreciar que países como Estados Unidos tienen una “alta productividad”, entendida como ingreso per cápita, pero su nivel de eficiencia energética es bajo, es decir, es un país energéticamente ineficiente. En contraste, Bangladesh o Filipinas, si bien son altamente eficientes, su productividad es baja. Desafortunadamente, no se tiene ningún país que siendo altamente eficiente caiga en las categorías de moderada o alta productividad. Vale resaltar, sin embargo, que existen países con moderada eficiencia energética que han alcanzado alta productividad como es el caso de Suiza, Austria y Hong Kong. A ello parecerían apuntar países latinoamericanos como México, Brasil, Argentina y Colombia. Indicadores como el de intensidad energética no deben ser considerados un fin en sí mismo sino un medio que contribuya a la sostenibilidad o al desarrollo sustentable de los países. En un estudio conjunto desarrollado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), la Comisión Económica para América Latina – 10 BTU (British Thermal Unit) es una unidad de energía inglesa. Una BTU representa la cantidad de energía que se requiere para elevar en un grado Fahrenheit la temperatura de una libra de agua en condiciones atmosféricas normales. Una BTU equivale aproximadamente a 252 calorías ó 1.055 kJ.


Figura 5.2 / PIB vs Eficiencia energética en las 40 economías más grandes del mundo. Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/ Intensidad_energetica

CEPAL y la GTZ Alemana, se desarrollaron varios indicadores para medir la sustentabilidad energética, siendo uno de ellos el denominado “productividad energética”, definido como un alto PIB por unidad de energía (OLADE/CEPAL/ GTZ, 2000). En definitiva, una alta productividad energética representa una baja intensidad energética.

5.2.1 / Intensidad energética en América Latina y el Caribe Históricamente, la intensidad energética de los países de América Latina y el Caribe (ALC) converge hacia las tendencias de los países desarrollados. Como se muestra en la Figura 5.3, en los últimos 20 años, la intensidad energética de la región en su conjunto, medida en bep11 por cada US$ 1.000 de PIB, ha tenido una trayectoria virtuosa aunque, dado el nivel de desarrollo de la región, se ha requerido siempre un consumo mayor de energía per cápita (Coviello, 2012).

En términos absolutos, América Latina, a pesar de su nivel de franco desarrollo, es una de las regiones menos intensivas en el uso de la energía (Jiménez y Mercado, 2013). A pesar de este interesante valor regional, Jiménez y Mercado (2013) encontraron que en los últimos 40 años, las diferentes regiones del mundo, con excepción de Latinoamérica, redujeron consistentemente su intensidad energética a valores entre 40 % y 60 %, mientras que la región latinoamericana lo hizo a una tasa inferior al 20 %. Los principales factores detrás de esta tendencia son el ingreso per cápita, los precios del petróleo y el nivel de crecimiento económico. Sin embargo, se advierte que hay que interpretar con cuidado estos resultados a nivel de países, dada la heterogeneidad de la región (Jiménez y Mercado, 2013). Sin duda, el factor que más ha incidido en el mundo, incluido Latinoamérica, para reducir 11 Bep: barril equivalente de petróleo. Unidad energética que equivale a 5,8 × 106 BTU o 1,700 kWh.

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Figura 5.3 / Intensidad Energética en América Latina y el Caribe. Fuente: OLADE-PALCEE, 2013.

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la intensidad energética, ha sido la eficiencia. En la región de Latinoamericana y del Caribe, se han desarrollado en años recientes un sinnúmero de programas de eficiencia energética, la mayoría de los cuales impulsaron una serie de medidas para promover la eficiencia en edificios, alumbrado público, transporte urbano, y uso de electrodomésticos. Un número menor de estos programas fue dirigido al sector industrial y comercial. Entre las herramientas más usadas están la adopción de normas voluntarias o semi-obligatorias, los sistemas de etiquetado y las auditorías (Coviello, 2012).

• Un fuerte proceso de “adaptación local” se debe hacer para tener éxito en programas y proyectos de eficiencia energética. La introducción de Indicadores de Desempeño para el monitoreo de estos programas resulta ser una cuestión clave en cada país de la región.

En un estudio publicado en el año 2010, CEPAL, OLADE y GTZ llegan a varias importantes conclusiones respecto a la eficiencia energética en la región:

• La falta de información para los consumidores, con el objetivo de ser más eficientes en el uso de la energía, sigue siendo muy grande. Para superar este último obstáculo, las soluciones “Smart Grids” pueden hacer la diferencia en algunos países de la región (CEPAL/OLADE/GTZ, 2010).

• La situación de los programas de eficiencia energética, los proyectos e iniciativas en América Latina son muy diferentes en cada país analizado. De igual forma, los contextos regulatorios e institucionales de los países no pueden ser abordados con un enfoque similar.

• En la mayoría de los países investigados (excepto México), no existen fuentes de financiamiento locales enfocadas específicamente a apoyar programas de eficiencia energética.

En base a las conclusiones citadas, queda claro que las soluciones de eficiencia energética dependen del contexto de cada país. Para el caso


del Ecuador, las políticas implementadas y las actividades que se vienen desarrollando en torno al tema, se han basado en un diagnóstico de la situación actual, referente a indicadores de producción y consumo, así como a problemas asociados a la ineficiencia energética en diferentes sectores productivos.

5.3 / Indicadores de oferta y demanda de energía en Ecuador Las sociedades actuales demandan y utilizan energía destinada a mover las máquinas, transportar mercancías y personas, establecer comunicaciones, producir luz, calor o refrigeración. Así, la vida moderna está basada en la disposición de abundante energía, cuyo consumo ha ido creciendo continuamente, adaptándose a los cambios de hábitos de las personas y las formas de organización social. La actual matriz energética está organizada alrededor de los combustibles fósiles (petróleo, gas y carbón mineral), que proveen casi el 90 % del consumo actual de la energía mundial. Sólo el petróleo contribuye con más de un tercio del total de las fuentes de energía primaria, lo que evidencia la dependencia global del mismo (BP,

2013). A nivel mundial se discute acerca de las ventajas y desventajas sobre la estructura actual de la matriz energética; particularmente, sobre la sostenibilidad en el mediano y largo plazo de estos patrones de consumo. Dicho debate transcurre entre dos ejes principales: los problemas medio ambientales y el carácter finito de los combustibles fósiles. El principal aspecto que mantiene el debate actual radica en escoger entre un uso sustentable de los combustibles fósiles o alcanzar la sustentabilidad de la matriz energética mediante un cambio en las fuentes de energía (por ejemplo, usando energía renovable). A esto se debe sumar las tendencias de uso eficiente de energía consideradas en las dos visiones. Más recientemente y como resultado del aumento de la demanda y de la variación en los precios del petróleo, una importante opinión se ha formado alrededor del problema de la escasez de este producto, la llegada a su “pico” de producción y la necesidad de pensar el futuro “sin petróleo”. Esta posición se basa en la llamada “curva o pico de Hubbert”, cuya tesis central es que la producción petrolera comienza desde cero, sube y llega a un punto máximo cuando se ha explotado la mitad de las reservas totales recuperables, para luego caer rápidamente Ver gráfico a color / pag. 417

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Figura 5.4 / Distribución Mundial de Energía Primaria, primer semestre 2013. Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2013.


siguiendo una curva en forma de campana (Rifkin, 2002). Esta teoría debe su nombre al geofísico M. King Hubbert, quien en 1956 predijo correctamente el pico de la producción estadounidense con quince años de antelación. Algunos atribuyen estos problemas al aumento de demanda generado por la llegada de países como China, Brasil e India a la vanguardia de la economía internacional y otros al carácter finito de los combustibles fósiles y a la tasa de consumo de las economías más avanzadas. Pero todos coinciden en la necesidad de pensar y diseñar una nueva matriz energética, donde el petróleo abandone paulatinamente su lugar de privilegio, propendiéndose a la “descarbonización” de la economía (Rifkin, 2002). La Figura 5.4 muestra la distribución de consumo, en porcentajes, del total de la energía primaria mundial.

5.4 / Oferta de energía primaria en Ecuador Al igual que lo que ocurre a escala global, la matriz energética del Ecuador depende, en su mayoría, de los combustibles fósiles. Esta dependencia, alcanza más del 90 % de la oferta de energía primaria. Los datos históricos de los úl-

timos 40 años indican que Ecuador se ha vuelto un país exportador neto pero no autosuficiente en energía; es decir, somos exportadores de petróleo, pero no nos autoabastecemos, por lo que se deben realizar importaciones de combustibles y de energía eléctrica. Los desafíos de la planificación energética a largo plazo se centran en la posibilidad de que Ecuador pase de un modelo de exportador neto de petróleo a uno de exportador de derivados (MICSE, 2014). La transición energética de Ecuador ha seguido a grandes rasgos a las tendencias mundiales. La sustitución en la oferta de energías primarias registra una pérdida de penetración de la leña respecto a los combustibles fósiles y un moderado avance de la hidroenergía (Figuras 5.5 y 5.6). En función de la tendencia marcada en las últimas décadas, el país ha quedado vulnerable al haber apostado al petróleo como principal fuente de abastecimiento energético. La relativa abundancia de ese recurso le ha quitado perspectiva a la necesidad de aumentar la penetración de la hidroenergía y de diversificar el suministro mediante el gas natural y otras fuentes energéticas. A pesar del gran potencial hidráulico, en el Ecuador se ha avanzado


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Figura 5.5 / Energía Primaria en Ecuador, en el año 2013. Fuente: MICSE, 2014.



Figura 5.6 / Estructura de la oferta primaria en Ecuador por fuentes. Fuente: MICSE, 2014.

poco en transformar ese potencial en capacidad instalada para generación de electricidad. Solamente a partir del año 2008 se ha fomentado agresivamente la inversión en el sector eléctrico, lo que significaría para el año 2016 un cambio sustancial en la matriz eléctrica del país con una participación en la oferta de más del 90 % en hidroelectricidad (CONELEC, 2013). Según el MEER, este cambio en la matriz de electricidad se proyecta alcanzar con la entrada en funcionamiento de las 8 grandes centrales hidroeléctricas en construcción y el primer parque eólico del Ecuador continental; inicio de la operación de 2 proyectos hidroeléctricos; ejecución de 5 proyectos de energías renovables para las islas Galápagos y estudios de proyectos de generación hidroeléctricos y geotérmicos (Figura 5.7). En lo referente al gas natural, el Ecuador tenía 282 mil millones de pies cúbicos de reservas de gas natural a finales de 2011, una de las reservas más pequeñas de América Latina. Ecuador produjo aproximadamente 44 millones de pies cúbicos de gas natural en 2010, casi todos los cuales estuvieron asociados con la producción de petróleo crudo y sólo 12 millones de pies cúbicos se comercializaron como gas natural seco. Sus bajas tasas de utilización de gas

natural se deben principalmente a la falta de infraestructura para la captura y comercialización del gas (Oil & Gas Journal, 2010). El proyecto de gas natural más grande del Ecuador es el campo Amistad, ubicado en el Golfo de Guayaquil, que produce un estimado de 24 millones de pies cúbicos por día. Toda la producción de gas natural de Amistad fluye hacia la planta de generación eléctrica de Machala, hoy a cargo de CELEC EP- Termogas Machala, para abastecer a una central de 130 MW de capacidad. Finalmente, los potenciales geotérmico, eólico y solar no se han utilizado excepto los emprendimientos que se están desarrollando en las Islas Galápagos (proyectos eólicos y fotovoltaicos), el aprovechamiento eólico Villonaco en Loja (16.5 MW) y proyectos pequeños impulsados por el Estado en zonas rurales alejadas de los principales centros. En cuanto a los proyectos bio-energéticos no se ha aprovechado aun todo su potencial. En Enero de 2010 arrancó en Guayaquil un plan piloto para comercializar la nueva gasolina Ecopaís, un combustible que se obtiene de la mezcla de gasolina regular (“extra”) con etanol anhidro proveniente de la caña de azúcar. La mezcla de Ecopaís es 95 % de gasolina extra y 5 % de etanol. Asímismo,

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Figura 5.7 / Proyectos de generación eléctrica en construcción y diseño. Fuente: CONELEC, 2013.

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mediante Decreto Ejecutivo 1303 (septiembre 2012) se puso en marcha un proyecto, a cargo del Ministerio Coordinador de Producción, para que el diésel tenga un 5 % de biodiesel.

5.5 / El consumo sectorial de energía Respecto a la demanda de energía por sectores en el Ecuador, el transporte es el que mayor

cantidad consume, después está el industrial y en tercer lugar el residencial. Durante las cuatro décadas pasadas, la participación de estos sectores en la composición del consumo ha tenido cambios. El consumo en transporte es el de mayor incidencia respecto al consumo total representando en promedio durante la década de los 1970 el 30 % de la matriz y pasando a representar alrededor del 50 % al 2013 (MICSE,



Figura 5.8 / Consumo Sectorial de energía del Ecuador. Fuente: MICSE, 2014.

2014). La industria alcanzó una participación del 18 % del consumo de energía, muy alejado del consumo del sector de transporte. El sector residencial, que fue el sector de mayor importancia en la matriz en la década de los 70 (43 % en promedio), disminuyó a valores menores al 20 % en los años 2000, llegando alrededor del 12 % en la actualidad. Interpretando estos datos puede afirmarse que, siguiendo la tendencia agregada mundial y en América Latina, el consumo de energía del transporte es el principal motor de la demanda de energía. Tal como en la mayoría de países que se encuentran en fases tempranas de desarrollo productivo industrial, en el Ecuador de la década de los años 1970, el residencial era el sector de mayor consumo energético. La importancia de la demanda de energía de las industrias aumenta conforme los países tienden a moverse a economías emergentes industriales. Con el incremento del ingreso per cápita y el mayor desarrollo económico, la industria incrementa su participación en el consumo de energía (Lescaroux, 2011). En la Figura 5.8 se puede observar el incremento de la participación del sector industrial desde el año

1970, así como la reducción de la porción residencial y el mayor crecimiento sostenido de la parte del transporte en la matriz de consumo. La Figura 5.9 muestra el consumo sectorial de energía en el Ecuador en el año 2013. Es de destacar que a los consumidores de energía no les interesan las fuentes de energía que consumen sino la prestación de un servicio confiable, de calidad y oportuno para que sus máquinas y equipos funcionen como esperan. La eficiencia de los equipos de los usuarios es un factor determinante para que los consumos de energía sean menores, así como la conducta que estos apliquen para su uso racional. En años recientes, se ha hecho más evidente la preocupación por la utilización de equipos más eficientes y la sustitución por aquellos que usan energía más barata como es el caso del GLP, la utilización de focos eficientes, entre otros. El GLP es la fuente energética dominante en los hogares para los distintos usos como calentamiento de agua y cocción, aun en las zonas aisladas donde no llega la electricidad. La electricidad alcanzó en el 2010, según el Censo Nacional de Vivienda, una elevada cobertura a

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Figura 5.9 / Energía Primaria Ecuador en el año 2013. Fuente: MICSE (2014).

Figura 5.10 / Fuentes de consumo para sector Residencial en Ecuador en el año 2013. Fuente: MICSE (2014).

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nivel urbano, mayor al 94 %, aunque insuficiente a nivel rural (86 %). Como se observa en la Figura 5.10, en el año 2013, el 90 % de la energía consumida a nivel residencial provino de estas

dos fuentes. La leña aún se utiliza en un porcentaje importante (10 %) pero principalmente para la cocción en el sector rural.


En el Sector Industrial (Figura 5.11) los consumos de energía aparecen menos concentrados debido a las características de cada proceso productivo en las distintas ramas industriales. En el año 2013, el diésel oil contabilizaba un 41 % y en menor medida el fuel-oil con un 15 %, la electricidad representaba el 29 % y los productos de la caña un 8 %. La leña perdió penetración. Los combustibles fósiles y la electricidad están destinados a proveer energía en los procesos industriales para fuerza motriz y calor de proceso que movilizan en gran parte el desarrollo de la economía. Del análisis precedente, queda claro que, a nivel de consumo (energía secundaria), las fuentes más importantes dentro de la matriz energética ecuatoriana son los derivados de petróleo, el GLP y la electricidad. A continuación se destacan los datos relevantes de cada fuente.

5.5.1 / Derivados de petróleo y GLP La producción de derivados del petróleo en el cuarto trimestre de 2012 alcanzó los 17,9 millones de barriles, que comparada con la producción del tercer trimestre del mismo año, que fue igual a 18 millones de barriles, equivale una reducción de un 0,1 %, pero 4,7 % superior a la producción del cuarto trimestre de 2011 (BCE, 2012). En valores anuales, la producción de derivados alcanzó, en el año 2012, los 71,6 millones de barriles, superior en 2,5 % a lo producido en el año 2011. A pesar del mayor nivel de producción anual, no se logró abastecer la demanda del mercado nacional y el país se obligó a realizar importaciones periódicas de Gas Licuado de Petróleo (GLP), Nafta de alto Octano y Diesel. En el último trimestre de 2012, la oferta de derivados alcanzó los 29,5 millones de barriles, superior en 2,8 % a los valores reportados en

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Figura 5.11 / Fuentes de consumo para el sector Industrial en el Ecuador. Fuente: MICSE (2014).


Tabla 5.1 / Oferta de Derivados del petróleo en el año 2012. (En millones de barriles). Año

Producción nacional derivados

Importación derivados

Oferta de derivados

2010

61,9

44,7

102,9

2011

69,8

41

110,8

2012

71,6

43

114,6

Fuente: BCE, 2012.

el tercer trimestre del mismo año y en 2,3 % al cuarto trimestre de 2011. También, en términos anuales, esta cifra creció entre el 2011 y el 2012 en un 3,4 % al pasar de 110,8 millones de barriles a 114,6 millones de barriles (BCE, 2012). (Ver Tabla 5.1). Entre octubre y diciembre de 2012 se importó diésel por 5 millones de barriles y se pagó USD 677,2 millones, a un precio promedio de importación de USD 136,73 por barril. Niveles de importación superiores en volumen, valor y precio a las del tercer trimestre de 2012. Durante el año 2012, las importaciones de diésel superaron a las de 2011 en volumen en 12,8 %, en valor en 17,4 % y en precio en 4,1 % (BCE, 2012). El nivel de importaciones de GLP en el año 2012 fue inferior al 2011 en volumen, valor y precio en 7,4 %, 16,5 % y 9,8 %, en su orden. Lo que en cierta forma ratifica el papel del Estado en el control de la distribución del GLP, si bien es cierto no se ha podido contener todo el contrabando que se genera en las fronteras, se ha controlado de mejor manera la cadena de comercialización, evitando un mayor perjuicio a la ciudadanía (BCE, 2012).

226

El país también importa Cutter Stock, diluyente que mezclándolo en determinadas proporciones con residuos del procesamiento de crudo da como resultado el Fuel Oil No. 6, el mismo que se utiliza en el país en la generación de energía termoeléctrica y también para la exportación. Las importaciones de Cutter Stock

entre octubre y diciembre de 2012 fueron de 0,6 millones de barriles por un valor de USD 82,1 millones, a un precio promedio de importación de USD 130,25 por barril. Estos niveles de importación son superiores a los registrados en el tercer trimestre de 2012 y en el último trimestre de 2011. En valores anuales, en el 2012 se importó un 23,5 % menos de Cutter Stock que en el año 2011, aunque a un mayor precio, 4,1 %; no obstante, dio como resultado un menor costo de importación, 20,3 %. La Tabla 5.2 muestra la comercialización de derivados y las diferencias de ingresos y egresos por este concepto. Durante el año 2012, el ingreso por ventas internas de derivados fue de USD 1.603,8 millones y el costo de importación alcanzó los USD 5.009,4 millones, generando una diferencia de USD 3.405,6 millones, superior en 15,5 % a la generada en el año 2011. El derivado que más contribuyó a la diferencia durante el 2012 fue la comercialización de diésel con el 47 %, seguido por la de nafta de alto octano con el 37,6 % y la de GLP con 15,4 % del total (BCE, 2012). Es importante tener una perspectiva clara sobre los efectos de la importación y comercialización de los derivados en las cuentas fiscales del Estado.Para ello se debe no sólo considerar el costo total de las importaciones, sino también analizar la diferencia entre lo que recibe y paga el Estado por la comercialización interna de los derivados que se adquieren en el exterior; es decir, el resultado entre el ingreso por ventas internas de pro-


Tabla 5.2 / Comercialización Interna de Derivados Importados. Nafta Alto Octano

2010

2011

2012

Volumen importado (millones barriles) Precio importación (dólares por barril) Costo de importación (en millones de dólares) Precio venta interna (dólares por barril) Ingreso venta interna (en millones de dólares)

12,1 98,3 1.194 55,2 669,7

12,6 131,9 1.663,1 54,5 686,8

14,2 143,9 2.048,2 53,8 766

-524,3

-976,3

-1.282,2

195 96,4 1.875,4 40,2 781,6

15,1 130,8 1.974,1 42,2 636,6

17 1.361 2.317,5 421 717,2

-1.093,8

-1.337,5

-1.600,3

Volumen importado (millones barriles) Precio importación (dólares por barril) Costo de importación (en millones de dólares) Precio venta interna (dólares por barril) Ingreso venta interna (en millones de dólares)

9,4 54,9 516,6 125 117,6

9,7 79,2 770,7 13,8 134,6

9 71,4 643,8 13,4 120,6

Diferencia ingreso vs costo

-399

-636,1

-523,2

Costo Total Importaciones (millones USD) Ingresos totales ventas internas (millones USD)

3.586 1.568,9

4.407,9 1.458

5.009,4 1.603,8

Diferencia Total

-2.017,1

-2.949,9

-3.405,6

Diferencia ingreso vs costo Diesel Volumen importado (millones barriles) Precio importación (dólares por barril) Costo de importación (en millones de dólares) Precio venta interna (dólares por barril) Ingreso venta interna (en millones de dólares) Diferencia ingreso vs costo Gas Licuado de Petróleo

Fuente: BCE, 2012.

ductos importados menos el costo de su importación en el mercado interno. (Tabla 5.2)

5.5.2 / Electricidad A junio de 2012, la potencia nominal total de Ecuador, incluyendo las interconexiones, fue de 5.715,33 MW. La capacidad total instalada fue de 5.080,33 de la cual el 46,1 % corresponden a energías renovables, básicamente hidroelectricidad (MEER, 2012). La Tabla 5.3 y la Figura 5.12 muestran detalles al respecto.

La disponibilidad de generación en el sistema eléctrico existente es variable, pues depende de diversos factores, entre ellos la hidrología, disponibilidad de combustibles, periodos de mantenimiento, vida útil de los equipos, etc. (CONELEC, 2013). Respecto al consumo de energía eléctrica, el sector residencial es el de mayor consumo, con 35,01 %, seguido del industrial con 31,86 % y del sector comercial con 19,76 %. La Figura 5.13 muestra la distribución de consumo de energía eléctrica a nivel nacional.

227


Tabla 5.3 / Capacidad de generación eléctrica en el Ecuador. Fuente: MEER, 2012.

MW

%

2.341,50 2.738,83

46,1% 53,9%

Total capacidad instalada

5.080,33

100%

S.N.I. - Autónomo Interconexiones

5.080,33 635

88,9% 11,1%

S.N.I. + Interconexiones

5.715,33

100%

Capacidad efectiva de generación Energía Renovable Energía no Renovable


Figura 5.12 / Potencia de Generación Eléctrica del Ecuador, año 2012. Fuente: MEER, 2012.

228

Figura 5.13 / Consumo de electricidad por sectores en Ecuador, año 2012. Fuente: MEER, 2012.


5.5.3 / Usos finales de la Electricidad en el Sector Residencial y Comercial En el año 2009, el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable contrató el Estudio de los Usos Finales de la Energía en el Ecuador, con la finalidad de conocer el comportamiento del consumo eléctrico de los usuarios y posteriormente implementar o ratificar mecanismos de eficiencia y ahorro energético. El estudio fue desarrollado en las ciudades de Quito, Guayaquil, Cuenca, Nueva Loja y Manta como muestra de los diferentes estratos socioeconómicos, estratos de consumo y diferentes usos de la energía eléctrica. La caracterización del consumo y los usos finales de energía eléctrica se aplicó a la población del sector residencial y comercial. Para la recopilación de información se utilizaron dos fuentes: la instalación de un equipo de medición en paralelo al contador de energía que registre el consumo total y una encuesta que investigó las dotaciones de electrodomésticos y los hábitos de uso de estos aparatos en términos de duración y frecuencia. La aplicación de la encuesta y la instalación de los equipos de medición suministró la información para establecer curvas características de consumo

y su desagregación en sus usos finales. Esto se realizó en una muestra aleatoria estratificada de hogares y comercios. Para efectos de una caracterización coherente con la estructura de la población se tomó en cuenta, como variable de clasificación, el consumo de energía eléctrica mensual, y con dicha clasificación se estratificó en quintiles el universo en rangos de consumo. La variable a averiguar dentro del universo fue el uso final de energía por lo que se definieron las categorías que serían investigadas en función de la presencia de artefactos en hogares y comercios, quedando las siguientes: • Iluminación • Refrigeración • Calentamiento de Agua • Ventilación • Otros Para la colocación de los equipos y realización de las encuestas se seleccionaron 2.000 usuarios representativos de todos los estratos de consumo, la determinación del número de muestras se realizó con un nivel de confianza del 90 %. La colocación de los equipos y la encuesta es coincidente en el usuario (Figuras 5.14 y 5.15).

229

Figura 5.14 / Pantalla de inicio-Encuesta. Fuente: MEER, 2009


Figura 5.15 / Equipo LD 1200 SPEED, para medición de consumo de electricidad. Fuente: MEER, 2009.

La Tabla 5.4 muestra los resultados de usos finales de energía eléctrica producto del proceso de medición y de las encuestas realizadas a los usuarios del sector residencial en las diferentes ciudades evaluadas. El Anexo 1 contiene el formato de encuesta utilizado. De los datos presentados se puede visualizar que la mayor demanda de energía eléctrica en el sector residencial responde a refrigeración, seguido de los sistemas de iluminación. Como ejemplo, se muestran a continuación las Figu-

ras 5.16 a 5.20, elaboradas a partir del resultado de las encuestas de usos finales de energía en el sector residencial relacionado a estratos de consumo. De la misma forma, la Tabla 5.5 presenta los resultados de usos finales de energía eléctrica producto del proceso de medición y de las encuestas realizadas a los usuarios del sector comercial, en las ciudades citadas. Se puede observar que tanto con la utilización de las encuestas como del sistema de medi-

Tabla 5.4 / Usos finales de la Energía, Sector Residencial de las ciudades estudiadas.

Cocción

Cal. Agua

Refrigeración

Aire Acond

Limpieza

Audio y Video

Otros

17%

36%

24% 27% 10%

8%

11%

47%

0%

7%

13%

4%

Guayaquil

12%

41%

7%

40% 8%

7%

1%

60%

8%

5%

8%

3%

Cuenca

12%

46%

13%

29% 23%

6%

2%

41%

0%

9%

14%

5%

Manta

13%

46%

6%

35% 8%

10% 0%

47%

19% 5%

8%

3%

N. Loja

13%

47%

17%

23% 22%

5%

52%

3%

9%

5%

Fuente: MEER, 2009.

Iluminación

Quito

Otros

Cal. Agua

Encuesta

Refrigeración

230

Mediciones Iluminación

KWh mes

0%

4%



Figura 5.16 / Usos finales de energía. Quito, Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009 Ver gráfico a color / pag. 419

Figura 5.17 / Usos finales de energía. Guayaquil, Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009. Ver gráfico a color / pag. 420

231

Figura 5.18 / Usos finales de energía. Cuenca, Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.



Figura 5.19 / Usos finales de energía. Manta, Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009. Ver gráfico a color / pag. 420

Figura 5.20 / Usos finales de energía. Nueva Loja, Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.

Tabla 5.5 / Usos finales de la Energía. Sector Comercial.

Refrigeración

Aire Acond

Limpieza

Audio y Video

Otros

34%

0%

57% 13%

12% 4%

19%

3%

2%

7%

40%

Guayaquil

4%

18%

0%

78% 6%

37% 0%

35%

7%

2%

3%

10%

Cuenca

11%

41%

14%

34% 9%

25% 3%

14%

0%

10% 7%

32%

Manta

23%

45%

2%

30% 30%

37% 0%

13%

10% 1%

4%

5%

N. Loja

30%

41%

0%

29% 8%

41% 0%

13%

3%

7%

28%

Fuente: MEER, 2009.

Cal. Agua

9%

Cocción

Otros

Quito

Iluminación

Cal. Agua

Encuesta

Refrigeración

232

Mediciones Iluminación

KWh mes

0%


ción, el mayor consumo de energía está dado por los sistemas de refrigeración en todos los estratos. Para el caso de iluminación los valores de porcentajes son mayores para las encuestas debido, posiblemente, a la percepción de uso de las personas entrevistadas. Es importante destacar que la encuesta proporciona información complementaria respecto a otros consumos importantes como es el caso de audio y video que oscila entre el 15 % y el 23 % y correspondería al consumo “otros” en el caso de las mediciones.

se creó el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable. El Artículo 5 de dicho Decreto establece que las facultades y deberes que corresponden al Ministerio de Energía y Minas, para asuntos relacionados con electricidad y energía renovable, corresponden en adelante al Ministerio de Electricidad y Energía Renovable. De esta forma, se extingue al Ministerio de Energía y Minas y se crean dos nuevos ministerios: Minas y Petróleos (hoy, Ministerio de Recursos Naturales No Renovables) y Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER).

Del análisis realizado en la presente sección, se pueden extraer dos conclusiones importantes. La primera se refiere al tema de los subsidios a los combustibles que, por un lado, tienen un efecto positivo a escala del consumidor final, sobre todo a quienes pertenecen a los grupos de menor ingreso económico, pero que, a nivel macroeconómico pueden generar problemas complejos dentro del manejo de las finanzas del país. A ello se suma el hecho que subsidios muy “generosos” o mal focalizados podrían propiciar ineficiencias en el uso de los combustibles fósiles y, por tanto, mayor consumo, incrementar la contaminación ambiental y jugar en contra de cualquier iniciativa de eficiencia energética en el sector.

Actualmente el MEER cuenta con varias Subsecretarías, entre las que se cuenta la Subsecretaria de Energía Renovable y Eficiencia Energética (SEREE), a través de la cual se promueven planes, programas y proyectos relacionados con la eficiencia energética en el Ecuador.

La segunda conclusión tiene que ver con la energía eléctrica, donde quedan claramente establecidos los tres sectores de mayor consumo: residencial, industrial y comercial. Así mismo, se han realizado esfuerzos por identificar los usos finales que se le da a la electricidad en dichos sectores, lo cual permite contar con un diagnóstico y acometer con programas y proyectos de eficiencia energética en el Ecuador.

La alta importancia que le da el Estado ecuatoriano a la eficiencia energética se demuestra no sólo con la creación del MEER, sus Subsecretarías y otras instituciones relacionadas. El Plan Nacional del Buen Vivir (PNBV) 20092013 establece en su Política 4.3 “Diversificar la matriz energética nacional, promoviendo la eficiencia y una mayor participación de Energías Renovables Sostenibles”. Posteriormente, en el PNBV 2013-2017, Política 11.1, se plantea: “Reestructurar la matriz energética bajo criterios de transformación de la matriz productiva, inclusión, calidad, soberanía energética y sustentabilidad, con incremento de la participación de energía renovable”, donde uno de los lineamientos estratégicos es “Incentivar el uso eficiente y el ahorro de energía, sin afectar la cobertura y calidad de sus productos y servicios” (SENPLADES, 2013).

5.6 / Políticas y programas enfocados en la eficiencia energética del sector eléctrico ecuatoriano

Dicha macro-política, basada en los preceptos constitucionales vigentes, ha servido para que el MEER se plantee dos objetivos institucionales alineados con la Eficiencia Energética:

Mediante Decreto Ejecutivo No. 475, publicado en el Registro Oficial 132 del 23 de Julio de 2007,

1. Recuperar para el Estado la planificación modificando la matriz energética.

233


2. Promover el uso eficiente y racional de la energía (Albornoz-MEER, 2012).

Así, el Estado ecuatoriano, a través del MEER, viene realizando una serie de acciones encaminadas a fomentar el ahorro, el consumo racional y eficiente de la energía. Como se mencionó en la sección anterior, los sectores de mayor consumo de energía eléctrica en el Ecuador son el residencial y el industrial, sumando entre los dos el 67 % de la demanda total de electricidad en el país (Figura 5.13). El consumo de electricidad dentro del sector residencial ecuatoriano se encuentra repartido principalmente en refrigeración, iluminación, aire acondicionado (en la costa) y otros equipos (electrodomésticos mayores, calentador de agua, computador o pequeños electrodomésticos de cocina). Además, el consumo de energía en el sector residencial tiene una tendencia de crecimiento, por eso se han diseñado estrategias focalizadas que permitan optimizar el uso de energía en dicho sector (MEER, 2013a). En lo concerniente al sector industrial, su demanda representa aproximadamente la tercera parte del total de la electricidad producida en el Ecuador, por lo que se han diseñado estrategias para acometer con programas de eficiencia energética en los subsectores más representativos de la industria, lo cual se detalla en la sección 5.6.4 de este capítulo.

234

A continuación, se describen brevemente algunas de las acciones más relevantes en materia de eficiencia energética en el sector eléctrico ecuatoriano, a nivel residencial e industrial, junto con los principales resultados, alcanzados o esperados, de las mismas. Vale notar que la estrategia para todos estos programas es clara: crear paralelamente la normativa (legal) y el incentivo (económico) y, de ser el caso, establecer restricciones a prácticas o tecnologías no deseadas.

5.6.1 / Programa de “focos ahorradores” La sustitución en los hogares ecuatorianos de focos incandescentes por lámparas fluorescentes compactas-LFCs (o “focos ahorradores”), es la iniciativa pionera de eficiencia energética en el Ecuador, con el fin disminuir la demanda de potencia y energía del sector residencial al Sistema Eléctrico Nacional, principalmente en horas pico. Este agresivo programa de eficiencia energética arrancó en el año 2008 con la sustitución de 6 millones de focos ahorradores. El Estado ecuatoriano inició el programa en los sectores más pobres del país (con consumos por debajo de 200 kWh/mes), donde las lámparas eficientes fueron repartidas de forma totalmente gratuita, a cambio de los focos incandescentes obsoletos. En una segunda fase, en el año 2010, se continuó con la sustitución de 10 millones de focos incandescentes por focos ahorradores, destinados a otros sectores como salud, educación y edificios públicos. Según datos del MEER, hasta finales del 2011, se habían instalado alrededor de 16 millones de lámparas compactas. (MEER, 2013a). Con esta medida, el ahorro aproximado para el Estado ecuatoriano fue de 104 millones de dólares anuales. La cifra es producto de cálculos oficiales que indican que por cada foco sustituido, el consumo baja en 146 kWh/año, con un ahorro anual de 6.5 dólares por cada bombillo. Adicionalmente, el programa fue presentado ante las Naciones Unidas como un Proyecto Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), que es una herramienta implementada en el protocolo de Kyoto, como parte de los esfuerzos globales para la reducción de gases de efecto invernadero, en la lucha contra el cambio climático. Dentro del proceso de sustitución de 6 millones de focos ahorradores (Primera Fase), se suscribió un “Contrato de Compra Venta de Reducción de Emisiones” con el Deutsche Bank AG


London, el 09 de junio de 2010. Luego del proceso de validación por parte de la Convención de Cambio Climático de las Naciones Unidas (UNFCCC) el proyecto fue registrado como MDL el 22 de enero de 2011, lo que significa que la UNFCCC emitirá a nombre del Ecuador los Certificados de Reducción de Emisiones (CER). A mediados del 2013, el proyecto MDL se encontraba en la etapa de verificación a cargo de la empresa Germanischer Lloyd como Entidad Operacional Designada. El reporte de dicha verificación pasará a la Junta Ejecutiva de Cambio Climático de la Naciones Unidas para su aprobación y correspondiente emisión de CERs. El número estimado de CERs es de 450.000 toneladas al año, lo cual representaría para el Estado un ingreso de varios millones de dólares anuales durante casi una década (MEER, 2013a). Vale indicar que, dependiendo del mercado, el precio de un CER, o tonelada de CO2 evitada, puede oscilar entre valores inferiores a $1 y superiores a los $ 15 o $ 20. El programa de focos ahorradores tuvo una inversión global superior a los 20.3 millones de dólares. El MEER ha estimado en más de dos millones los abonados beneficiados, mientras que en el aspecto económico se obtuvo un ahorro de energía de 360 GWh/año y un ahorro por subsidio eléctrico de alrededor de 10 millones de dólares anuales (Albornoz-MEER, 2012). Paralelamente, el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INEN) aprobó el Reglamento Técnico Ecuatoriano: Eficiencia energética. Lámparas fluorescentes compactas. Rangos de desempeño energético y etiquetado (RTE INEN 036). Así mismo, mediante Resolución COMEXI 529, de diciembre de 2009, el Consejo de Comercio Exterior e Inversiones estableció restricciones de importación de focos incandescentes entre 25 y 100 W, a partir del 1 de enero de 2010. Un tema de especial cuidado cuando se acomete con programas masivos de introducción de focos ahorradores es el relacionado con la dis-

Figura 5.21 / Tipos de focos ahorradores que se comercializan en el Ecuador. Fuente: www.lahora.com.ec

posición final de los mismos, una vez que han cumplido su vida útil. Estos dispositivos contienen trazas de mercurio en su interior, generalmente, menos de 5 miligramos por foco. Sin embargo, el mercurio es un metal pesado y un tóxico persistente que, bajo ciertas reacciones químicas, puede acumularse y potenciarse con riesgos inminentes para el ambiente y la salud. Por ello es recomendable mantener informada a la ciudadanía, a través de programas de educación y capacitación permanente, a fin de que las lámparas fluorescentes usadas se destinen a sitios especiales para su adecuada gestión. En el Ecuador, el Ministerio del Ambiente en coordinación con las empresas distribuidoras de electricidad, son los entes responsables de esta delicada tarea.

5.6.2 / Programa Renova (Refrigeradoras eficientes) En julio de 2011, el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable realizó el lanzamiento del Programa Renova con la participación el Ministerio Coordinador de la Producción, Empleo y Competitividad (MCPEC), Industrias y Productividad (MIPRO), Finanzas, Ambiente, Desarrollo Urbano y Vivienda y el Banco Nacional de Fomento. Este programa fue concebido como una ambiciosa iniciativa de eficiencia energética en el sector residencial y permitió

235


Representación general del procedimiento de sustitución de refrigeradoras

Figura 5.22 / Procedimiento para sustitución de refrigeradoras. Fuente: www.energia.gob.ec

el reemplazo de refrigeradoras que por su antigüedad consumen mayor cantidad de energía. La idea era que los usuarios de todo el país, que consuman en promedio menos de 200 kWh al mes, entreguen su refrigeradora vieja (de más de 10 años de uso) como parte de pago y el Estado facilite, a manera de bono, un crédito de hasta 36 meses por el valor de la diferencia para reemplazarla por una refrigeradora nueva, clase A, valor a pagarse mensualmente a través de la planilla de consumo de electricidad.

236

Se tenía previsto sustituir, en una primera etapa, un total de 30.000 refrigeradoras antiguas de 10 ó más años de vida, por refrigeradoras nuevas y eficientes; y 300.000 mil unidades más durante los cuatro años subsiguientes, a un promedio de 75.000 unidades anuales, dependiendo de la capacidad de producción de las fábricas nacionales. El Ministerio de Industrias y Productividad (MIPRO) conjuntamente con el MEER, coordi-

nan la provisión, distribución y sustitución de refrigeradoras a nivel nacional; así como también de la chatarrización y posterior disposición final de las refrigeradoras usadas. El programa busca disminuir el consumo de electricidad y el desplazamiento de la demanda potencia en el sector residencial, con un ahorro promedio por cada refrigeradora sustituida de 55 kWh/mes que representa un ahorro económico aproximado de 80 USD/año, considerando 12,5 centavos de dólar como el costo de generación evitada, con un precio de combustible sin subsidio proyectado para 10 años (periodo del proyecto y vida útil promedio de una refrigeradora). El procedimiento de la sustitución de refrigeradoras se muestra en la Figura 5.22. El Presupuesto para el primer año se estimó en 16.1 millones de dólares, de los cuales USD 6.9 millones corresponden al bono y USD 9.2 millones al financiamiento (Albornoz-MEER, 2012). Para todo el programa (5 años) el Estado deberá


invertir alrededor de USD 76 millones de dólares, con un aporte promedio de USD 230 dólares por cada refrigeradora. Una vez que se alcance la sustitución de las 330.000 unidades se espera obtener un ahorro de energía eléctrica de 216 GWh/año, que representa un beneficio esperado de potencia de unos 20 MW (Albornoz-MEER, 2012). El beneficio económico se ha estimado en USD 27 millones anuales (MEER, 2013a). En el aspecto normativo, se cuenta con el Reglamento Técnico Ecuatoriano “Eficiencia energética en equipos de refrigeración de uso doméstico” (RTE INEN 035) y el COMEXI, que mediante Resolución No. 595, estableció una restricción de importación de refrigeradoras de elevado consumo energético, permitiéndose importar y comercializar únicamente aquellas de rango A (de alta eficiencia) a partir de marzo de 2011.

5.6.3 / Programa de Cocinas de Inducción En la actualidad, más del 90 % de los hogares ecuatorianos utilizan el Gas Líquido de Petróleo – GLP para la cocción de alimentos, lo que anualmente le significa al Estado un gasto superior a los 700 millones de dólares como subsidio, considerando que el valor aproximado para el Estado es de $ 12.80 y el precio del energético con subsidio es de $ 1.60 (Montesdeoca y Acosta, 2012; MEER, 2013a). El alto valor que asigna el Estado ecuatoriano a los subsidios energéticos y en particular al GLP, asociado al nivel de penetración que tiene dicho combustible en la sociedad ecuatoriana, ha llevado a considerar la alternativa de utilizar la electricidad para la cocción de alimentos. Para ello, el MEER planteó un proyecto piloto en la zona fronteriza con Colombia, en la provincia del Carchi. El objetivo del proyecto fue determinar el impacto social, técnico y económico de la sustitución parcial de gas (GLP) por electrici-

dad para la cocción de alimentos, a través de la entrega sin costo de un sistema de cocción por inducción (dos cocinas de inducción de una hornilla y un juego de ollas) a familias que lo acepten voluntariamente. El proyecto inició en el año 2010 con la adecuación de las redes de distribución eléctrica, socialización y demostración del uso de la tecnología en la zona de influencia del proyecto, para posteriormente entregar las cocinas de inducción a las familias participantes. Se entregaron 6.000 unidades y el costo del proyecto piloto fue de 1 millón de dólares (Albornoz-MEER, 2012). Luego de la implementación del proyecto, se aplicó una encuesta a los beneficiarios, quienes en su gran mayoría manifestaron estar satisfechos con la tecnología, destacando principalmente la facilidad de uso, la rapidez en la cocción de alimentos, mayor seguridad y haber dejado a un lado los fósforos para el encendido de las cocinas a gas (MEER, 2013a). Gracias al cambio de la matriz energética prevista para el año 2016, el Ecuador dispondrá de energía eléctrica producida en su mayor parte por centrales de energía renovable (grandes proyectos hidroeléctricos) con costos de operación bajos. Por ello, se busca el incremento de la participación de la energía eléctrica en otros usos, como por ejemplo la cocción de alimentos. A partir de la experiencia positiva en Carchi, en el año 2013 los Ministerios de Electricidad e Industrias, inician el Programa de cocinas de inducción que busca la incorporación de 3.6 millones de unidades en un periodo de 3 años, lo que permitirá contribuir al cambio de la matriz energética del país a través de la reducción de la demanda de GLP en el sector residencial, disminuyendo el gasto por subsidio e importaciones del gas, apoyando favorablemente a la Balanza Comercial, estimulando la producción nacional de equipos y electrodomésticos de alta eficiencia y disminuyendo las emisiones de gases de efecto invernadero que contribu-

237


yen al calentamiento global (MEER, 2013a). Paralelamente, se han establecido dos Normas Técnicas Ecuatorianas: Eficiencia Energética para Cocinas de Inducción (NTE INEN 2467) y Seguridad en Cocinas de Inducción (NTE INEN 2555), mientras que el incentivo consistirá en una tarifa eléctrica especial para el uso de las cocinas de inducción, fijada en 2.8 cent USD/ kWh (MEER, 2013a). En el año 2014, el incentivo se incrementa al plantearse el no cobro de los primeros 80 kWh/mes de consumo asignado a la cocción eléctrica, facilidades de pago en la adquisición de las cocinas (a través de la planilla de consumo eléctrico) y un valor adicional de 20 kWh/mes si se sustituye también el calefón a gas por equipos eléctricos para calentamiento de agua (duchas).

a nivel de las instalaciones domiciliarias. Este es, sin duda, un desafío para los promotores del programa, considerando las diferencias importantes que aún existen tanto en la gestión administrativa como en las redes mismas de las diferentes empresas distribuidoras de electricidad. A ello se suma un hecho no menos importante que tiene que ver con la costumbre o “cultura” de cocinar con GLP, lo cual, sin un adecuado proceso de socialización y capacitación a la población, podría poner en riesgo el éxito del programa.

5.6.4 / Eficiencia Energética en el Sector Industrial El consumo anual de energía eléctrica correspondiente al año 2010 en el sector industrial fue alrededor del 31 % del total de energía eléctrica demandada en el Ecuador (MEER, 2013a). El Ecuador, a través del MEER, está aplicando varias medidas de eficiencia energética en la industria, a la que considera un sector estratégico. Para ello, se han considerado cuatro subsectores industriales según división CIIU (Clasificación Industrial Internacional Uniforme) como los más representativos, en función de tamaño y producción anual. • Productos Alimentos y Bebidas (CIIU 15)

Figura 5.23 / Cocinas de inducción en funcionamiento, parroquia Julio Andrade, cantón Tulcán,Carchi. Fuente: www. lahora.com.ec (fecha de publicación: 2011-02-20)

238

La ambiciosa iniciativa del Estado de introducir más de tres millones y medio de cocinas de inducción enfrenta, sin embargo, un reto enorme. Al ser estas cocinas dispositivos de potencias considerables (alrededor de 1200 W por “hornilla” o zona de inducción) y que trabajan a 220 V, se deberá contar en los próximos tres años, además de la capacidad suficiente de energía, con redes de distribución (transformadores, líneas, etc.) adecuadas a las nuevas condiciones a lo largo de todo el país, junto con las necesarias adaptaciones que deberán hacerse

• Otros Productos Minerales No Metálicos (CIIU 26) • Papel y de Productos de Papel (CIIU 21) • Productos Textiles (CIIU 17) En los subsectores mencionados se implementó el Proyecto “Eficiencia Energética para la Industria (EEI)”, con el apoyo del Fondo para el Medio Ambiente Mundial (FMAM) a través de la Organización de Naciones Unidas para el desarrollo Industrial (ONUDI). El proyecto demanda una inversión total de 4.750.000 USD, de los cuales 2.140.000 USD serán financiados con re-


cursos del presupuesto institucional del MEER; 975.000 USD con la cooperación técnica no reembolsable del FMAM y la ONUDI y 1.635.000 USD restantes serán un aporte del sector privado ecuatoriano (MEER, 2013a). Según el MEER, el objetivo del proyecto es promover mejoras en la eficiencia energética de la industria a través del desarrollo de estándares nacionales de gestión de energía y de la aplicación de la metodología de optimización. En ese sentido, el INEN adoptó, en marzo de 2012, la norma ISO 50001, como norma técnica NTE INEN ISO 50001 “Sistemas de Gestión de Energía. Requisitos con orientación para su uso”, a ser aplicada en el sector industrial ecuatoriano (Albornoz-MEER, 2012). Para finales del año 2013, alrededor de cincuenta empresas importantes del sector industrial en Quito, Guayaquil, Cuenca y Manta habían iniciado el proceso de incorporar la norma ISO 50001 en sus actividades productivas. De ese total, 17 empresas habían superado el 80 % en la adopción de dicho estándar12. El 22 de octubre de 2014 en las instalaciones de General Motors en Quito, GM OBB del Ecuador recibió la certificación internacional en la norma ISO 50001:2001, por el efectivo establecimiento de un sistema de gestión energética, el cual busca una mejora continua en el uso eficiente de la energía. Esta certificación fue la primera entregada a una empresa en el Ecuador (MEER, 2015). Por otro lado, las entidades y organismos de la Administración Pública Central deben implementar tecnologías de eficiencia energética en iluminación, así como programas de capacitación sobre uso racional de la energía dirigidos a todos sus funcionarios (MEER, 2013a).Esta es una disposición dada por el Gobierno Nacional, mediante Decretos Ejecutivos No.1681 y No. 238 (reforma), publicados en el Registro Oficial en

12 Ing. Carlos Dávila, Director Nacional de Eficiencia Energética – MEER, comunicación personal, enero 2014.

mayo 2009 y febrero 2010, respectivamente. El Decreto original señala que todas las instituciones gubernamentales deben conformar un Comité de Eficiencia Energética que asumirá la labor de implementar medidas de ahorro energético, en coordinación con la Dirección de Eficiencia Energética del MEER.

5.6.5 / Alumbrado Público Eficiente Hoy en día, uno de los sectores con gran potencial para una gestión energética eficiente es el alumbrado público, dada su difusión y homogeneidad alrededor del mundo. En el Ecuador el alumbrado público supone un 6 % del consumo eléctrico nacional y el CONELEC (hoy ARCONEL) lo ha categorizado conforme la siguiente tipología: Alumbrado Público General (Iluminación de vías de libre acceso), Alumbrado Público Ornamental (Iluminación de parques, plazas, iglesias, monumentos) y Alumbrado Público Intervenido (Iluminación de vías con diferentes estándares a los exigidos por la norma) (CONELEC, 2013). La Regulación No. CONELEC 008/11 de noviembre de 2011, denominada “Prestación del Servicio de Alumbrado Público General”, especifica las condiciones técnicas, económicas y financieras que permite a las empresas distribuidoras de energía eléctrica prestar el servicio de alumbrado público general con calidad, eficiencia y precio justo. Complementariamente, el 17 de octubre de 2013, mediante Resolución N ° 13098, la Subsecretaria de Calidad el Ministerio de Industrias y Productividad, emite el “Reglamento Técnico Ecuatoriano RTE INEN 069 “Alumbrado Público”, el mismo que entra en vigencia 180 días después de su publicación. Este Reglamento, de carácter obligatorio, incluye aspectos relacionados a: clasificación de vías, niveles de iluminación, requerimientos técnicos de luminarias y estructuras de soporte, diseño de iluminación, etc. Con este reglamento, el Estado ecuatoriano dispone de su normativa

239


Tabla 5.6 / Características principales de las lámparas más usadas en Ecuador. Fuente: varias casas fabricantes (Elaboración: autores). Tipo de lámpara Incandescente Halógena Fluorescente Fluorescente Compacta Mercurio Alta presión Metal Halide Luz mixta Sodio baja presión Sodio alta presión LED: luz cálida luz blanca fría

Temperatura de color (K)*

Rendimiento luminoso (lm/W)**

Promedio de vida útil (horas)

2.100-2.500 3.100 4.100 2.700-4.100 4.000-4.500 4.800-6.500 3.600 1.800 2.100 2.800-3.000 5.500-6.500

7,5-20 18-22 40-90 50-80 40-60 75-95 20-30 100-180 70-130 80-85

1.000 2.000 12.500 10.000 24.000 12.000 12.000 18.000 24.000 50.000

* La temperatura de color de una fuente de luz es una medida relativa (“sensación en el ojo humano”) y se define comparando su color dentro del espectro luminoso con el de la luz que emitiría un cuerpo negro calentado a una temperatura dada. Por este motivo la temperatura de color se expresa en grados Kelvin Existen 3 categorías principales: cálido (< a 3.300 K), intermedio (de 3.300 a 5.000 K) y luz de día (> a 5.000 K). ** El rendimiento luminoso o eficacia luminosa de una fuente de luz mide la parte de energía eléctrica que se usa para iluminar y se obtiene dividiendo el flujo luminoso emitido por la potencia eléctrica consumida. La unidad es lúmenes por vatio (lm/W).

propia, que en varios temas han sido adaptaciones a normas internacionales13.

240

En el aspecto operativo, el MEER busca que los sistemas de alumbrado cuenten con criterios de eficiencia energética desde la fase de diseño, a fin de seleccionar los equipos idóneos para cada aplicación, a más de cuantificar los costos de operación y mantenimiento durante la vida útil del sistema. Se considera que la instalación más eficiente es aquella en la que se conjuga la eficiencia de las lámparas y equipos auxiliares con una gestión de la operación y mantenimiento que garanticen la seguridad vial, de los peatones y la propiedad. La Tabla 5.6 muestra las características de las lámparas que se instalan comúnmente en las distintas aplicaciones, incluido el alumbrado público.

13 Ing. Santiago Pulla, Departamento de Alumbrado Público, CENTROSUR, comunicación personal, febrero 2014

Una de las iniciativas más importantes en este campo en el país, es el convenio firmado entre el MEER y la Corporación Nacional de Electricidad–CNEL, para la sustitución de 65.000 luminarias de vapor de mercurio por luminarias de vapor de sodio e inducción en el área de concesión de la CNEL, a fin de disminuir el consumo de energía eléctrica en el alumbrado público. La Empresa Eléctrica Pública Estratégica Corporación Nacional de Electricidad CNEL EP está conformada por diez Unidades de Negocio ubicadas principalmente en las provincias de la costa ecuatoriana, y ofrece el servicio de distribución eléctrica a un total de 1,25 millones de abonados, abarcando el 30 % del mercado de clientes del país (CNEL, 2014). Hasta agosto del año 2013, el avance del proyecto era de cerca del 95 %, con 61.600 luminarias sustituidas (MEER, 2013c). Una vez concluido el mismo, se ha estimado una disminución de potencia y energía de 5,5 MW y 23.800 MWh/año, respectivamente, con una inversión que supera los 10 millones de dólares (Albornoz-MEER, 2012).


Iniciativas similares de sustitución de luminarias de alumbrado público por otras de mejores prestaciones y menor consumo de energía se vienen implementando en el resto del territorio ecuatoriano, desde las diferentes empresas eléctricas de distribución, en coordinación con el MEER. Estos proyectos no solo implican sustitución de luminarias sino incremento en el número de las mismas, en zonas que antes no contaban con el servicio de alumbrado público como vías, zonas rurales, etc. Por ejemplo, la Empresa Eléctrica Regional CENTROSUR, en julio de 2012, conformó el Departamento de Alumbrado Público, con el fin de gestionar de manera óptima todo lo referente a este tema, cumpliendo con la normativa creada para el efecto. La CENTROSUR es una de las compañías de distribución y comercialización de energía eléctrica que operan en el Ecuador y cuya área de concesión incluye a las provincias de Azuay, Cañar y Morona Santiago. Según el catastro de alumbrado público a diciembre de 2013, la CENTROSUR contaba con 94.512 luminarias, habiendo crecido un 10.7 % respecto del año 2012; casi la totalidad del crecimiento correspondía a luminarias de vapor de sodio de alta presión con doble nivel de potencia (150W y 250W)14 De todas las luminarias instaladas hasta el 2013 por la CENTROSUR, aproximadamente el 5 % era alumbrado ornamental (plazas, monumentos e iglesias), el 66.5 % de luminarias estaban instaladas en áreas urbanas de los diferentes cantones y sus vías de acceso, en tanto que el 28.5 % restante correspondían a vías de tercer orden (sector rural). Asímismo, el 35.7 % de luminarias eran de doble nivel de potencia, lo cual responde a una política de ahorro energético. Esta gestión proactiva del alumbrado público a cargo de la CENTROSUR, le mereció un importante reconocimiento de la Comisión de Integración Energética Regional – CIER

14

Ibid.

ubicando a la CENTROSUR en PRIMER lugar a nivel nacional y en SEGUNDO lugar entre el grupo de 22 Empresas de Distribución de Latinoamérica y Centroamérica, con menos de 500.000 clientes. A pesar de los innegables avances en la gestión del alumbrado público a nivel nacional, un aspecto a tener presente dentro de estos programas es el relacionado con la denominada “contaminación lumínica”. La contaminación lumínica es la alteración de los niveles de luz natural en el ambiente nocturno, por causa de la introducción de luz artificial (Falchi et al., 2011). Se refiere a la emisión de flujos de luz en zonas o direcciones que no corresponden a las áreas a iluminar, especialmente en dirección al cielo, áreas naturales próximas o en el interior de las edificaciones adyacentes. Esta contaminación es uno de los tipos de degradación ambiental de mayor crecimiento en la actualidad (Falchi et al., 2011). La contaminación o polución lumínica es energía luminosa artificial desaprovechada, causada por un mal diseño de iluminación, que demanda un consumo de energía mayor al necesario y que puede provocar efectos negativos sobre el ambiente (Gallaway et al., 2010).

5.6.6 / Nuevo esquema tarifario Desde julio de 2011, rige en el Ecuador un esquema tarifario de consumo de electricidad que consiste en un incremento gradual para los usuarios residenciales que consumen mensualmente sobre los 500 kWh en la región sierra y los 700 kWh en la costa (en la época de invierno que va de diciembre a mayo). De acuerdo a las cifras manejadas por el Consejo Nacional de Electricidad – CONELEC, el nuevo esquema afectaría a menos del 2.5 % de los clientes residenciales ecuatorianos, cuyo total asciende a 3.4 millones, mientras que el 97.5 % de los usuarios no verán incrementada su planilla. El CONELEC ha estimado que ese 2.5 % de

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usuarios del sector residencial consume el 18 % de la electricidad destinada a ese sector. A través de la aplicación del nuevo esquema se estima un incremento en la facturación mensual de 4,7 millones de dólares, lo que significa una adecuada focalización fiscal por concepto de subsidios de cerca de 60 millones de dólares al año (CONELEC, 2013). Este esquema no considera incrementos en las tarifas para los sectores comercial e industrial, y tiene como propósito mejorar la eficiencia en el consumo de la energía eléctrica en los hogares ecuatorianos, a sabiendas que existe un subsidio importante del Estado, correspondiente a la denominada “tarifa dignidad” (Ver Figura 5.24). La tarifa dignidad es un subsidio que nace de un criterio de equidad social y establece un valor a pagar de 0.04 dólares por kWh consumido, la mitad del precio promedio a nivel nacional. Esta tarifa se aplica para los usuarios que consumen menos de 110 kWh en la Sierra y 130 kWh en la Costa y Amazonía. En el año 2012, la tarifa dignidad favoreció a más 2,3 millones de consumidores, correspondiente a un subsidio estatal superior a los 47 millones de dólares (CONELEC, 2013). A manera de resumen de esta sección, el resultado esperado al año 2017, al comparar la

demanda proyectada con la demanda intervenida (incluyendo las medidas antes citadas) arroja como resultado el prescindir de 150 MW de potencia adicional (Albornoz-MEER, 2012). Ese valor representa un 4 % de la demanda actual nacional y evitaría invertir al menos 225 millones de dólares en generación (asumiendo una planta hidroeléctrica de 150 MW de capacidad con un costo de inversión de 1,5 millones de dólares por megavatio instalado).

5.7 / Vehículos híbridos y vehículos eléctricos Sin ser un tema específico del sector eléctrico, los programas y proyectos de movilidad alternativa que apunten a reducir las emisiones por uso de combustibles fósiles en la transportación son de alta importancia, pues permiten mejorar la eficiencia de toda la matriz energética. Varias de estas alternativas tecnológicas tienen que ver directa o indirectamente con el uso de la electricidad, por lo que merecen un breve análisis en esta sección. Dentro del cambio de matriz energética que propone el Estado ecuatoriano está el uso de autos eléctricos que se encaminan al cuida-

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Figura 5.24 / Como funciona el nuevo esquema tarifario. Fuente: CONELEC, 2013.


do del ambiente y al aprovechamiento de la energía eléctrica (de fuentes renovables) en la transportación. La iniciativa de incorporar en el mercado ecuatoriano vehículos alternativos a los convencionales (movidos por diésel o gasolina) no es nueva. En el año 2008, aprobó una norma para introducir autos con tecnología eficiente, basada en incentivos tributarios, tales como la exoneración del Impuestos al Valor Agregado – IVA y del Impuesto a los Consumos Especiales – ICE. Esta medida dio nacimiento a un mercado de vehículos híbridos en el país, a sabiendas que el rendimiento de combustible de un híbrido es de alrededor de 70 km por galón, frente a uno convencional que es de 35 a 50 km por galón. Se llegó a un verdadero ‘boom’ de vehículos híbridos, con ventas que pasaron de 510 unidades en el 2008 a 4.509 en el 2010 (El Universo, 2013). En efecto, a pesar de que los primeros autos híbridos comenzaron a introducirse en el Ecuador en el 2005, para el año

2010 el país era un referente regional en temas de incentivos para la eficiencia energética vehicular (El Comercio, 2014). No obstante, a mediados del 2010, el gobierno decidió ajustar la política de incentivos, argumentando que se estaban importando híbridos de lujo, de alto cilindraje, que no generaban ahorro en el consumo de combustibles (ni reducción de emisiones). Por ello, se resolvió mantener la exoneración a los autos híbridos de hasta 2.000 centímetros cúbicos mientras que el resto paga aranceles que van del 10 % al 35 %, además del Impuesto al Valor Agregado (12 %) y el Impuesto a los Consumos Especiales (del 8 al 12 %, según el modelo del vehículo). Adicionalmente, desde el año 2012 se incluye a este tipo de vehículos dentro de la política de cuotas de importación. Esto redujo la oferta y las ventas se ubicaron en algo más de 500 híbridos en el 2013. El número de marcas “activas” Ver gráfico a color / pag. 421

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Figura 5.25 / Vehículos Híbridos en Ecuador 2008-2012. Fuente: AEADE; www.eluniverso.com (fecha publicación: 2013/05/13)


que importan estos modelos también se redujo, de más de 10 en el año 2010 a tres o cuatro importantes al 2013, destacándose la presencia de Toyota (Ver Figura 5.25). En los años venideros, el mercado en Ecuador para los vehículos híbridos y la introducción de nuevas tecnologías, como los autos eléctricos o a hidrógeno-celdas de combustible, dependerán en buena medida de los incentivos estatales. En el caso de los vehículos eléctricos, parte de esos incentivos es la eliminación del IVA y del ICE para la importación de vehículos terminados y para las piezas de fabricación. En este sentido, a inicios del 2015, el Comité de Comercio Exterior (COMEX) tomó una resolución sumamente importante para fomentar la utilización de vehículos eléctricos: se bajaron los aranceles al 0 % para la importación de vehículos terminados, con valores de 0 % del I. V.A. y 0 % del I.C.E. (Ministerio Coordinador de Producción, Empleo y Competitividad, 2015). Adicionalmente, en febrero de 2015, el Ministerio Coordinador de Producción suscribió el Convenio Marco para la Promoción, Comercialización y Perspectivas de Fabricación de Baterías y Vehículos Eléctricos en la República del Ecuador, donde las empresas que manejan marcas como Nissan, Renault, KIA y BYD introducirán el vehículo eléctrico en el mercado local y aportarán al desarrollo de la infraestructura, servicio postventa y manejo de las baterías recargables de los automotores. También evaluarán la fabricación local de autos eléctricos para la venta y comercialización, tanto para el mercado local como regional, siempre que el volumen de la demanda así lo justifique. Con ello, el Ecuador busca colocarse entre los cinco países que más promueven esta tecnología en el mundo (Ministerio Coordinador de Producción, Empleo y Competitividad, 2015).

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A partir del segundo semestre de 2015 ya se dispondrá en el mercado ecuatoriano vehículos 100 % eléctricos de las marcas antes citadas. El precio de los autos eléctricos estaría entre 25 y 40

mil dólares (ANDES, 2015). Uno de los beneficios de este tipo de autos radica en que el precio a pagar por la electricidad consumida para cargarlos sería inferior a lo que se paga en la actualidad por combustible. También se trabaja en establecer distintos puntos de carga de vehículos eléctricos, a los que se ha denominado “electrolineras”, mismas que estarán ubicadas en sitios estratégicos de las ciudades (centros comerciales, restaurantes, etc.) y en las carreteras, a distancias establecidas según la autonomía de los vehículos, que va de 200 a 300 km. Sin embargo, en un primer momento se fomentará el proceso de carga en los hogares (ANDES, 2015). En síntesis, la introducción de la movilidad eléctrica en Ecuador busca reducir progresivamente la dependencia en el uso de combustibles fósiles y las emisiones de CO2, a la vez de mejorar la salud de la ciudadanía. También se plantea desarrollar las industrias automotriz y eléctrica locales. El cambio al uso de electricidad en el sector transporte apuntaría directamente a un cambio del consumo de energía en el Ecuador en virtud de que este sector representa el 50 % del total del consumo energético nacional, como se mostró en el punto 5.5 de este capítulo.

5.8 / La importancia de la investigación En febrero de 2012, mediante Decreto Ejecutivo No. 1048, se crea el Instituto Nacional de Eficiencia Energética y Energía Renovable – INER, como un Instituto Público de Investigación – IPI. El objetivo fundamental del INER es generar conocimiento y aportar al desarrollo de la ciencia, mediante el estudio, fomento, innovación y difusión de la eficiencia energética y la energía renovable, promoviendo las buenas prácticas para el uso racional de la energía y la implantación de tecnologías dirigidas al aprovechamiento de fuentes energéticas limpias y amigables con el ambiente (INER, 2013). En materia de eficiencia energética, el INER, en coordinación con instituciones educativas


y del sector productivo, viene desarrollando diversos proyectos de investigación, entre los que destacan15: • Línea Base de Investigación en Eficiencia Energética en el Sector Transporte

activa de varias universidades y de la sociedad en su conjunto, permite pensar que la eficiencia energética se estaría institucionalizando en el Ecuador, con todas las potencialidades y beneficios que ello conlleva.

• Evaluación de Ciclo de Vida de la Electricidad Producida en Ecuador

5.9 / Del SEP tradicional a las redes (eficientes) del futuro

• Edificios de bajo consumo energético para la “ciudad del conocimiento YACHAY” (Urcuquí, Imbabura).

Para proyectarse al futuro, se debe aprender de las lecciones del pasado. La historia del sector eléctrico ecuatoriano nace a partir de la instalación de las primeras plantas generadoras de electricidad, en Loja y Guayaquil, a finales del siglo XIX. Luego de ello aparecieron pequeñas centrales de similares características en otras ciudades del país como Quito y Cuenca.

Adicionalmente, el INER cuenta con laboratorios disponibles para investigaciones en temas referentes a las energías renovables y la eficiencia energética, y hay otros que están en desarrollo. Por ejemplo, para el año 2014 se implementarán laboratorios para evaluar la eficiencia energética en el alumbrado público y para caracterizar materiales y elementos constructivos para edificaciones sostenibles (INER, 2013). Por otro lado, varias universidades ecuatorianas se encuentran desarrollando, tanto a nivel académico (grado y postgrado) como institucional, proyectos relacionados con la eficiencia energética. Por ejemplo, en la Escuela Politécnica Nacional (EPN) se oferta un programa de Maestría en Eficiencia Energética, en la Universidad de Cuenca otro en Planificación y Gestión Energéticas, mientras que en el campus de la Escuela Politécnica del Litoral (ESPOL) se realizan actividades sostenibles como tratamiento y ahorro de agua, eficiencia energética y empleo de materiales amigables con el ambiente, lo que le ha valido reconocimientos a nivel internacional. (ESPOL, 2013).

Para la década de los años 1950, el servicio eléctrico ecuatoriano se encontraba diseminado en muchas empresas pertenecientes a las Municipalidades del país, con infraestructuras aisladas, limitadas y obsoletas, que solo permitían servir a un 17 % de la población (CENACE-INECEL, 1984).

La importancia que le está dando el Estado a la investigación, desarrollo y difusión de la eficiencia energética, sumada a la participación

El desarrollo del sector eléctrico ecuatoriano, entendido como un sistema integral, puede dividirse en tres etapas sucesivas pero con diferencias importantes. La primera se inicia en 1961, con el Instituto Ecuatoriano de Electrificación (INECEL), cuya vida jurídica se prolonga hasta el 31 de marzo de 1999. Una segunda etapa aparece a partir de la promulgación de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), en octubre de 1996, que transforma el sector, introduciendo reformas importantes, entre ellas la posibilidad de delegar al sector privado la provisión de electricidad. La tercera etapa nace en el año 2008 con la expedición de la “Constitución de Montecristi”, donde el Estado retoma la exclusividad en el manejo de los sectores estratégicos, entre ellos la energía eléctrica.

15 Dr. Andrés Montero, Coordinador General Técnico del INER, comunicación personal, noviembre 2013

Con la creación del Instituto Ecuatoriano de Electrificación – INECEL en mayo de 1961, el

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sistema eléctrico ecuatoriano toma un giro protagónico en el desarrollo económico y social de la nación. En 1973 se estructura el primer plan maestro de electrificación, cuyo objetivo fundamental era: integrar, normalizar y masificar la cobertura de este servicio (CENACE-INECEL, 1984). La misión del INECEL fue: • Crear un Sistema Nacional Interconectado–SNI, a través de la integración de centrales de generación y una red de transmisión (con un anillo troncal a 230 kV y ramales a 138 kV). • Ejecutar la integración eléctrica regional, a través de la creación de Empresas Eléctricas para la distribución y comercialización de la energía, en sus respectivas áreas de concesión (CENACE-INECEL, 1984).

Durante las décadas de 1970 y 1980, con el “boom” petrolero que vivió el país y un mayor acceso al crédito internacional, se ejecutaron bajo la administración del INECEL, grandes proyectos en las áreas de generación, transmisión y distribución.

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Con la promulgación de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), se segmentan los procesos de la industria eléctrica en generación, transmisión y distribución e incentivando la participación del sector privado. En 1998 se expide la Ley Reformatoria a la LRSE, declarándose la liquidación del INECEL y permitiéndose la constitución de sociedades anónimas de generación y una de transmisión, teniendo estas empresas como principal o único accionista al fondo creado para el efecto, el “Fondo de Solidaridad”. La Constitución de la República del Ecuador vigente desde 2008 establece que el Estado constituirá empresas públicas para la gestión

de sectores estratégicos, la prestación de servicios públicos, el aprovechamiento sustentable de recursos naturales o de bienes públicos y el desarrollo de otras actividades económicas. La norma constitucional dispone que las empresas públicas funcionen como sociedades de derecho público, con personalidad jurídica, autonomía financiera, económica, administrativa y de gestión, con altos parámetros de calidad y criterios empresariales, económicos, sociales y ambientales. En la Constitución de 2008 se elimina el Fondo de Solidaridad y se mantiene la propiedad pública sobre los considerados sectores estratégicos de la economía, entre ellos la electricidad y las telecomunicaciones. Es así que, mediante escritura pública suscrita el 13 de enero de 2009, se constituye la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC S.A, con la fusión de las empresas HIDROPAUTE S.A., HIDROAGOYAN S.A., ELECTROGUAYAS S.A., TERMOESMERALDAS S.A., TERMOPICHINCHA S.A. y TRANSELECTRIC S.A. En octubre de 2009, se publicó la Ley Orgánica de Empresas Públicas, cuya Disposición Transitoria Segunda establece que el procedimiento de transformación de las sociedades anónimas en las que el Estado, a través de sus entidades y organismos sea accionista único, deberá cumplirse en un plazo máximo de noventa días, contado a partir de la expedición de dicha Ley. La Empresa Pública Estratégica Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC E.P., se creó mediante Decreto Ejecutivo No. 220, expedido el 14 de enero del 2010, la misma que subroga en todos los derechos y obligaciones las de CELEC S.A. e HIDRONACION S.A. Actualmente la CELEC E.P. cuenta con 13 unidades de negocio, 12 de generación y una de transmisión. De la misma forma, el 13 de marzo de 2013, mediante Decreto Ejecutivo Nº 1459, la Corporación Nacional de Electricidad (CNEL) se constituyó en empresa pública estratégica. El mencionado decreto establece que “la CNEL S.A. queda disuelta sin liquidarse y CNEL E.P.


asume todos los activos, pasivos y en general los derechos y obligaciones, así como las actividades relacionadas con la administración y gestión, en el marco de la Ley Orgánica de Empresas Públicas”. Actualmente, la CNEL E.P. es una Corporación constituida por diez Unidades de Negocio, que operan como áreas administrativas-operativas en las diferentes provincias de la Costa, además de Bolívar y Sucumbíos. En cuanto al resto de las empresas públicas de distribución, éstas se mantienen repartidas a lo largo del territorio nacional, administrando sus aéreas de concesión.

sátil, más segura, más fuerte y más útil a los consumidores (Sioshansi, 2011). Una red inteligente incorpora las características de las TICs para producir información en tiempo real y facilitar una casi instantánea estabilidad de oferta y demanda en la red eléctrica (Shawkat, 2013).

Desde el punto de vista institucional y administrativo, el sector eléctrico ecuatoriano ha sufrido cambios importantes en las últimas décadas. Desde lo técnico-operativo, sin embargo, el Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) actual, que tiene más de 60 años en el Ecuador y fue diseñado como un sistema de una sola vía para entregar la energía generada desde un número limitado de grandes centrales a los centros de carga, empieza a mostrar sus limitaciones ante el crecimiento de la demanda, los avances importantes de ciertas fuentes de energía renovable y el “boom” de las Tecnologías de Información y Comunicación – TICs. Asímismo, la relación oferta/demanda exige ser cada vez más personalizada, donde el cliente convencional puede potencialmente convertirse en un productor de energía desde su propio hogar. Todo ello se orienta hacia las denominadas redes inteligentes y nos lleva a preguntar si estamos ante un nuevo paradigma energético donde, dentro del sistema, va tomando fuerza la generación a pequeña escala o generación distribuida, tal y como ocurrió en los primeros años.

• Facilitar la integración de diversos recursos en el lado de la oferta, incluyendo niveles crecientes de recursos renovables intermitentes y “no despachables” (solar, eólica, etc.);

5.9.1 / ¿Qué es una red inteligente? Una red inteligente o “smart-grid” se define como cualquier combinación de tecnologías disponibles, hardware, software, o prácticas que hacen colectivamente la infraestructura de entrega, o “la red”, más confiable, más ver-

Para Sioshansi (2011), una definición útil de smart-grid debe considerar sus aplicaciones, usos y beneficios a la sociedad en su conjunto. En este sentido, la red inteligente debe incluir una serie de características claves, como:

• Soportar la integración de generación in-situ y distribuida desde el lado del cliente, y permitir una mayor participación de dispositivos de almacenamiento de energía (ej. baterías), para una participación activa del consumidor en el balance de generación y carga; • Fomentar una utilización más eficiente de la red oferta-demanda a través de una implementación costo-efectiva de precios dinámicos y conceptos similares; • Hacer de la “red”—generación, transmisión y distribución—un sistema más robusto, más confiable y seguro, y menos susceptible a accidentes de cualquier tipo;

Todo ello debe ser alcanzado reduciendo costos en la operación y mantenimiento de la red con significativos ahorros al consumidor final. La Figura 5.26 esquematiza los conceptos de red inteligente o “red del futuro”, descritos anteriormente.

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Casas

Microturbinas

CHP

Almacenamiento

Celdas de combustible

Generación Virtual

Plantas Industriales Aerogeneradores

Figura 5.26 / Red del futuro. La operación del sistema será compartida entre la generación centralizada y la distribuida. El control de la generación distribuida podría agregarse para formar micro-redes o generadores “virtuales” para facilitar su integración tanto al sistema físico como al Mercado. Fuente: European Smart Grids Technology Platform, 2006.

248

Es importante notar que varias de las características de una red inteligente se basan en la denominada Planeación Integrada de Recursos (IRP, por sus siglas en inglés). La IRP es el desarrollo combinado de opciones de oferta y demanda (DSM) para proveer servicios de energía (eléctrica) a un mínimo costo, incluyendo costos sociales y ambientales (Swisher et al., 1997). La gestión en el lado de la demanda, o Demand Side Management – DSM, es el conjunto de programas y proyectos considerados en un esfuerzo sistemático para manejar el tiempo o cantidad de electricidad demandada por los clientes (Swisher, et al., 1997).

transmitirla energía generada desde un número limitado de grandes centrales hacia los mayores centros de carga. La idea original detrás de la red, desde la generación a la transmisión y a la distribución, se basa en la premisa que la carga del cliente está dada y que la generación debe ajustarse a esa necesidad. El balance de oferta y demanda en tiempo real (aún) es acompañado rutinariamente por ajustes en el lado de la oferta. Con el paso del tiempo, la red convencional fue creciendo y haciéndose más compleja, lo que llevó incluso a esporádicos pero importantes apagones o “black-outs” en varios países, incluidas naciones desarrolladas.

5.9.2 / Justificación de las redes inteligentes y algunos avances en el mundo

Aunque existe una larga lista de importantes “apagones” alrededor del mundo, quizás los casos más sonados tienen que ver con uno de los países más desarrollados, Estados Unidos. En agosto de 2003, 8 Estados americanos y 2 provincias canadienses, alrededor de 50 millones de personas, se quedaron sin electricidad por dos horas. Anteriormente, el 9 de noviembre

Como se mencionó anteriormente, la red existente, es decir un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) tradicional, tiene muchas décadas (más de 100 años en el mundo desarrollado), y fue diseñado como un sistema de una sola vía para


de 1965, un gran apagón eléctrico dejó a ocho Estados de la costa Este paralizados durante catorce horas, con más de 35 millones de personas a oscuras. Doce años después, el 13 de julio de 1977, un nuevo incidente en el área metropolitana de Nueva York, dejó sin electricidad a 10 millones de personas, por 25 horas (El Mundo, 2003). Hasta recientemente, la demanda del cliente no estaba sujeta al control o manipulación, virtualmente sin medios o incentivos hacia la carga para jugar un rol activo y, en definitiva, para hacer más eficiente al sistema. En una “red torpe”, a diferencia de una red inteligente, el manejo del ambiente, influenciar o controlar la demanda era problemático o simplemente imposible, debido a limitaciones tecnológicas, principalmente en dos áreas claves (Sioshansi, 2011): 1) Los medidores electromecánicos, usados para determinar el consumo para todos excepto los grandes consumidores, eran únicamente capaces de registrar el uso volumétrico no diferenciado por tiempo de uso, voltaje, potencia o cualquier variable adicional. 2) Limitaciones en comunicaciones entre los proveedores y usuarios finales de energía. Los proveedores, así como el operador de la red, requieren medios de comunicación mucho más robustos para enviar señales de precio y recibir retroalimentación de los consumidores en tiempo real, a fin de influenciar la demanda de manera efectiva. Es así que en muchos países se han superado estas limitaciones y, desde hace algunos años, se vienen implementando diversas iniciativas de eficiencia energética y ahorro de energía, muchas de ellas apoyadas por el desarrollo de redes inteligentes. Por ejemplo, en su lucha contra el cambio climático, la Comunidad Europea aprobó en diciembre de 2008 el Plan 20/20/20 que persigue para el año 2020, al menos un 20 % más de eficiencia, 20 % reducción

CO2 y un aporte mínimo del 20 % de generación con fuentes de energía renovable. Desde los Estados Unidos se ha planteado el “Rosenfeld” como unidad “macro” de ahorro energético anual. La propuesta fue hecha por investigadores estadounidenses en honor de Arthur Rosenfeld, considerado padre de muchos de los análisis y modelos de eficiencia energética empleados en todo el mundo. La equivalencia de un Rosenfeld es de 3.000.000.000 de kWh al año, que representaría el volumen de electricidad necesario para substituir una central térmica de carbón de 500 MW. (http://es.ekopedia. org). Por otro lado, es cada vez más usada la “energystar” para gestión de la demanda en aparatos eléctricos. EnergyStar es un programa de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA) creado en 1992 para promover los productos eléctricos con consumo eficiente de electricidad, reduciendo así la emisión de gases de efecto invernadero desde las centrales eléctricas. Comenzó como un programa voluntario y los productos de informática fueron los primeros que se etiquetaron. Se ha ampliado desde entonces a equipos de oficina, iluminación, electrodomésticos de línea blanca, etc. (www.energystar.gov). Finalmente, empiezan también a aparecer las denominadas “Smart cities”, orientadas a mejorar la calidad de vida de sus habitantes y apoyadas en las TICs, con un tratamiento integral del uso eficiente de la energía, mejor comunicación, eficiencia en la movilidad, mayor seguridad, consumo racional del agua, etc. Ciudades como Boston, San Francisco, Rio de Janeiro, Barcelona o Estocolmo, son ejemplos de este tipo de iniciativas (Smart+Connected Communities Institute, 2012). En cuanto a energía, el proyecto Smartcity Málaga constituye una de las mayores iniciativas europeas en este campo. Sus objetivos son incrementar la eficiencia energética, reducir las emisiones de CO2 y aumentar el consumo de las energías renovables (ENDESA, 2013).

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Tabla 5.7 / Impacto de tecnologías smart-grid en un sistema eléctrico. Fuente: Céspedes, 2011 Partes SEP

G (Generación)

T (Transmisión)

D (Distribución)

C Consumo

Impacto (smart-grids)

Moderado

Medio

Importantee

Revolucionario

En síntesis, las SMART GRIDS buscan la integración de los SEP con las TICs y por tanto no se trata de una nueva tecnología o un producto específico sino de redes eléctricas proyectadas al futuro, donde conceptos de sostenibilidad y eficiencia energética guían la gestión de dichas redes. Una red inteligente va a estar caracterizada por flujos bidireccionales (flexibilidad), participación activa del consumidor, el uso de fuentes renovables, generación distribuida, transporte híbrido, todo ello integrado a las TICs (Shawkat, 2013; Céspedes, 2011). Para Céspedes (2011), las redes inteligentes buscan transformar los sistemas eléctricos, de forma similar a como se transformaron los sistemas de comunicación. En ese sentido, las tecnologías smart-grids impactan significativamente toda la cadena de valor, en particular al consumidor (Ver Tabla 5.7).

5.9.3 / Redes Inteligentes en el Ecuador

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La eficiencia de un SEP tradicional, basado en generación convencional con grandes centrales hidroeléctricas y/o termoeléctricas (petróleo, carbón, gas), aun es bastante baja. Por ejemplo, si asumimos un sistema como el ecuatoriano, con un aporte similar de generación hidroeléctrica y termoeléctrica (50 % c/u), la eficiencia de dicho sistema, entendida como la relación entre la energía útil (aprovechable) y la energía primaria, es de aproximadamente el 65 % (considerando una eficiencia promedio de 90 % para la generación hidroeléctrica y un 40 % para la generación térmica). Por supuesto, si

se incrementa el aporte de la hidroelectricidad en el sistema y, por tanto en la matriz energética (global) de un país, la eficiencia también mejorará. Si la contribución de la hidroelectricidad subiera a un 90 %, la eficiencia de la matriz de oferta de electricidad se incrementaría al menos a un 80 %. Vale mencionar que el aporte actual de la hidroelectricidad, como fuente primaria de energía, a la matriz energética global del Ecuador es del 11 % y se espera que al 2020 sea al menos el doble (MEER, 2013a). Este incremento considerable en el aporte hidro-energético hará que el uso de la electricidad en el país cambie en el futuro y se empiece a incursionar en sectores tradicionalmente abastecidos por combustibles fósiles, tales como el transporte o la cocción. Este nuevo reto para la hidroelectricidad (y otras fuentes de energía renovable), y que ya ha sido planteado por el Estado, a través del MEER, deberá venir acompañado del uso de nuevas tecnologías que abarquen los campos de la generación, el control, la gestión de la demanda y las comunicaciones. En base a lo expuesto a lo largo del presente capítulo, parece claro que existe un gran potencial en Latinoamérica, incluido el Ecuador, para desarrollar redes inteligentes que permitan reducir su intensidad energética, a nivel macro, incrementando la eficiencia energética desde los distintos sectores que constituyen su economía: residencial, industrial, transporte, etc. Ese parece ser el camino escogido para el Ecuador.


En enero de 2013, el MEER, con el apoyo de varios actores del sector, presentó el Programa de Redes Inteligentes Ecuador – REDIE, que busca incorporar un nuevo modelo de gestión del sistema eléctrico, sustentado en tecnologías avanzadas de medición, monitoreo y comunicación, y que involucre desde la producción hasta el consumo de la energía eléctrica. Entre los objetivos del programa se incluye la optimización para planificar y operar los sistemas eléctricos, mejorar la calidad de servicio de energía y la capacidad de respuesta ante imponderables, y conocer la forma en que los clientes consumen la energía eléctrica. Esta modernización del sistema eléctrico ecuatoriano permitirá tener un registro en tiempo real de todo lo que sucede en los elementos del mismo, desde las fuentes de generación hasta los usuarios finales, lo cual también forma parte del proceso de eficiencia energética liderado por el Ministerio de Electricidad (MEER, 2013b). Con ello, el Ecuador es uno de los pioneros en la región en la implementación de redes inteligentes, pues están en marcha varias iniciativas, entre las que se destacan la diversificación de la matriz energética a través del desarrollo de proyectos con energías renovables (8 hidroeléctricos, 1 eólico, varios fotovoltaicos y de biomasa), nueva infraestructura de transmisión (500 kV) e incorporación de tecnología de punta para la gestión de la red distribución (MEER, 2013b). A menor escala, existen también avances en la investigación sobre redes inteligentes en algunas universidades del país. Por ejemplo, la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Cuenca desarrolla un proyecto de investigación denominado “Control Óptimo de Demanda y Generación de una Micro-red eléctrica mediante Sistema de Control de Red”, basado en Teoría de Juegos. El proyecto está previsto concluirse en junio de 2015.

Adicionalmente, se han realizado encuentros sobre el tema, organizados por el Colegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos tanto de Pichincha como de Azuay, y se vienen desarrollando programas y proyectos de eficiencia energética en diferentes instituciones del Estado como el INER y el CENACE, con criterios de “smart-grids”. Por ejemplo, el programa de eficiencia energética de la corporación Centro Nacional de Control de Energía – CENACE tiene como objetivo de corto plazo optimizar el uso de la energía en sus instalaciones, incorporando eficiencia energética y diversificando el suministro a través de energías renovables. A largo plazo, se apunta a contar con un Sistema de Gestión de Energía para la Corporación (CENACE, 2013). Actualmente, la edificación del CENACE en Quito, opera como una micro-red inteligente. Luego de realizada la auditoria energética correspondiente, se instaló un sistema fotovoltaico de 44 kilovatios pico (kWp) de potencia (192 paneles), conectado a la red, lo que cubre el 30 % de la demanda de potencia del edificio. A ello se sumará la instalación de un sistema eólico de 5 kW para cubrir un 5 % adicional de la demanda. El resto será abastecido por la red pública (CENACE, 2013). Al tener 3 fuentes de energía, el edificio se comporta como una (micro) red, donde podrán interactuar las fuentes y las cargas, para una gestión óptima de la energía (Figura 5.27).

251 Figura 5.27 / Sistema fotovoltaico instalado en el edificio CENACE. Fuente: CENACE, 2013.


Una iniciativa similar a la del CENACE fue desarrollada a finales del año 2013 por la Empresa Eléctrica Regional Centrosur. En la CENTROSUR se aprovechó la cubierta del edificio matriz en Cuenca, en un área de aproximadamente 200 m2, para instalar 112 módulos fotovoltaicos, de 250 Wp de potencia c/u, dividido en dos sub-campos, cada uno conformado por 4 circuitos con 14 módulos cada uno. El sistema fotovoltaico alcanza una capacidad total instalada de 28 kWp, para cubrir casi un 6 % del consumo mensual de electricidad del local. El proyecto busca diversificar el abastecimiento de energía eléctrica del edificio mediante energía renovable, contribuyendo así a la reducción de emisiones de CO2 (Centrosur, 2014). La Figura 5.28 muestra un esquema del sistema instalado, que se encuentra operativo desde enero de 2014, donde también se han incorporado criterios de eficiencia energética en las cargas del edificio. Finalmente, la Universidad de Cuenca tiene proyectado para finales de 2015, inaugurar en su campus de Balzay (Cuenca) una micro-red

eléctrica inteligente destinada a actividades de investigación y docencia en energía renovable y eficiencia energética. La instalación podrá conectarse con la red pública y contará con fuentes de generación renovable (fotovoltaica, eólica, micro-hidroeléctrica) y no renovable (generadores diésel y a gas), varios sistemas de almacenamiento, así como sistemas de medición, control y comunicación. Este proyecto fue presentado a finales del 2013 ante el Programa de Canje de Deuda Ecuador-España (PCDEE) para acceder a fondos destinados al equipamiento de universidades públicas ecuatorianas. El proyecto de la Universidad de Cuenca que incluye, además de la micro-red, el equipamiento para varios laboratorios relacionados con la energía sostenible, tiene una aporte del PCDEE de USD 2,5 millones y una contraparte institucional superior a los 800 mil dólares. Esta será la primera micro-red eléctrica de esas características y escala en el Ecuador y una de las primeras en Latinoamérica, lo cual abre importantes perspectivas de desarrollo científico-tecnológico en el área energética.

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Figura 5.28 / Sistema fotovoltaico de la CENTROSUR, conectado al edificio y a red pública. Fuente: CENTROSUR, 2014.


5.10 / Conclusiones 1. El presente capítulo analiza los aspectos conceptuales de eficiencia energética y ahorro de energía, tanto a nivel “micro” (usuario final) como a nivel “macro” (sistemas/países). Aunque existen varias definiciones de “Eficiencia Energética”, todas coinciden en que su objetivo es la reducción del consumo de energía manteniendo (o mejorando) los mismos servicios energéticos y sin afectar nuestra calidad de vida. La eficiencia energética es un concepto transversal que impacta a todas las economías del mundo, incluyendo nuestro país. 2. En el capítulo se presentan indicadores de producción y consumo de energía en el Ecuador junto con los principales problemas asociados a dichos procesos y que repercuten en la eficiencia misma del sistema energético nacional. 3. En lo relacionado al consumo de combustibles fósiles (derivados de petróleo y GLP), el efecto de los subsidios energéticos es un tema que escapa al alcance del presente capítulo pero que requiere de un profundo estudio. Un cambio efectivo de la matriz energética del Ecuador deberá cimentarse en el referido análisis. 4. Respecto al tema específico de la energía eléctrica, se han identificado los tres sectores de mayor consumo: residencial, industrial y comercial. Adicionalmente, se ha logrado determinar los usos finales de la electricidad en dichos sectores, lo cual permite contar con un diagnóstico y acometer con programas y proyectos de eficiencia energética en el Ecuador. 5. Como aspecto medular del capítulo y con un enfoque particular en el sector eléc-

trico, se describen las principales políticas y programas de eficiencia energética que se vienen implementando en el país, muchos de ellos liderados por el Estado ecuatoriano, a través del Ministerio del ramo, el MEER. 6. Finalmente, el capítulo busca plantear la vía a seguir para el sector eléctrico ecuatoriano, en cuanto a mejorar su eficiencia, a través de la incorporación de las denominadas “redes inteligentes”. Para ello, se hace una descripción de las mismas y las razones por las que se las debería adoptar. Afortunadamente, en este tema el país ya empieza a dar los primeros pasos. 7. Si bien se ha avanzado mucho en los últimos años, es necesario alcanzar la institucionalización de la eficiencia energética en el Ecuador. Para ello se requiere profundizar los análisis de oferta/demanda de energía, particularmente en el sector eléctrico, de la mano de políticas públicas elaboradas cuidadosamente, de inversiones significativas en infraestructura orientada a las redes del futuro, con compromisos de los sectores público y privado para investigación, desarrollo e innovación (IDI) pero, sobre todo, es imperativo contar con el necesario talento humano local que coadyuve a superar las actuales barreras y vulnerabilidades del sistema eléctrico ecuatoriano. En este último aspecto, la universidad ecuatoriana deberá jugar un rol protagónico. 8. El cambio de la matriz energética, donde la eficiencia es un pilar fundamental, promoverá la diversificación de la matriz productiva lo que, en el mediano y largo plazos, contribuirá al desarrollo sostenible del Ecuador.

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5.11 / Referencias y material de consulta

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46. Patterson, M. G. (1996), “What is energy efficiency? Concepts, indicators and methodological issues”, Energy Policy, 24 (5) 377-390. 47. Rifkin, J. (2002), The Hydrogen Economy, Penguin Putnam Inc., New York. 48. Senplades (2009), El Plan Nacional del Buen Vivir (PNBV) 2009-2013. 49. Senplades (2013) Plan Nacional del Buen Vivir (PNBV) 2013-2017 50. Shawkat Ali, A.B.(ed.) (2013), Smart Grids: Opportunities, Developments, and Trends, Springer-Verlag London. 51. Sioshansi, F. (ed.) (2011),Smart Grid: Integrating Renewable, Distributed and Efficient Energy, Academic Press-Elsevier, Waltham, MA, USA. 52. Smart+Connected Communities Institute (2012),www.smartconnectedcommunities.org 53. Swisher, J., Jannuzzi, G. and Redlinger, R. (1997), Tools and Methods for Integrated Resource Planning: Improving Energy Efficiency and Protecting the Environment, UNEP Collaborating Centre on Energy and Environment – Riso National Laboratory. 54. Wikipedia (2012), http://es.wikipedia.org/wiki/ VVT-i. 55. Wikipedia (2013), es.wikipedia.org/wiki/Anexo:Apagones_el%C3%A9ctricos#cite_note-13 56. Zheludev, N.(2007) "The life and times of the LED - a 100 year history", Nature Photonics, 1, Apnt. 189-192, www.nature.com/naturephotonics.

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ANEXO 1 / ENCUESTA SECTOR RESIDENCIAL

Datos Generales 1. ¿Cuántas personas habitan en la vivienda? 2. ¿Tiene servicio de internet? 3. ¿Cuántas líneas telefónicas tienen? 4. ¿Come de vianda?

Iluminación 5. ¿Cuántos focos incandescentes tiene? 6. ¿Cuántos focos fluorescentes tiene? 7. ¿Cuántos focos ahorradores tiene? 8. ¿Cuántos focos dicroicos tiene?

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Cocción de Alimentos 9. ¿Cuántas cocinas tiene? 10. ¿Cuántas arroceras eléctricas tiene? 11. ¿Cuántos hornos tiene? ¿De qué tipo? 12. ¿Cuántos hornos de microondas tiene? 13. ¿Cuántas cafeteras eléctricas tiene?


Calentamiento de Agua 14. ¿Cuántas duchas eléctricas tiene? 15. ¿Cuántos calefones tiene? ¿De qué tipo?

Refrigeración 16. ¿Cuántas refrigeradoras tiene? 17. ¿Cuántas congeladoras tiene?

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Limpieza 18. ¿Tiene lavadora de ropa? 19. ¿Tiene secadora de ropa? 20. ¿Tiene aspiradora? 21. ¿Tiene plancha?

Otros 22. ¿Cuántos televisores tiene? 23. ¿Cuántos decodificadores de televisión pagada tiene? 24. ¿Cuántos equipos de música tiene? 25. ¿Cuántos computadores tiene? 26. ¿Tiene bomba cisterna?

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VI / Energía Eólica en Ecuador

Stalin Vaca Corderoa, José Jara Alvearb (*)

6.1 / Introducción 6.1.1 / Aire. Atmósfera Como sabemos, el aire es un fluido terrestre inodoro, incoloro, insípido; indispensable para la vida de los seres vivos. Está formado por una mezcla de gases: nitrógeno (N), oxígeno (O), argón (Ar), dióxido de carbono (CO2), neón (Ne), helio (He), metano (CH4), criptón (Kr), hidrógeno (H2), óxido nitroso (N2O), xenón (Xe), ozono (O3), monóxido de carbono (CO), dióxido de sulfuro (SO2), dióxido de nitrógeno (NO2), amoníaco (NH3), como los más comunes (Mackenzie and Mackenzie, 1995). Todos estos componentes tienen una masa, un volumen, y por tanto, una densidad. SISENER INGENIEROS S.L. del Ecuador. b Centro de Investigaciones para el Desarrollo ZEF (Universidad de Bonn, Alemania) a

* Forma de referenciar este capítulo: Vaca Cordero, S., Jara Alvear J., 2015. Energía Eólica en Ecuador. En: “Energías renovables en el Ecuador. Situación actual, tendencias y perspectivas”, Editores: Peláez Samaniego, M.R. y Espinoza Abad, J.L. Universidad de Cuenca. Gráficas Hernández, Cuenca, Ecuador.

Los principales componentes del aire –en moles– son el nitrógeno con cerca del 78 %, seguido del oxígeno con el 21 %, el argón con el 1 %, aproximadamente. Los demás componentes tienen participaciones muy inferiores al 1% en la estructura del aire, variando su presencia según su ubicación en la capa atmosférica en la que se hallen. Esto es muy notable, por ejemplo, en el caso del ozono, que existe en bajas concentraciones en la tropósfera, siendo máxima en la región entre 30 a 40 km. Vale indicar que el vapor de agua o vapor acuoso no se considera un gas componente del aire seco, y aunque su presencia es muy mudable –denominada humedad– puede representar desde unas trazas hasta el 4 % en algún caso. La cantidad de vapor de agua depende del punto de rocío del aire. Las nubes, que son conjuntos de gotas de agua o cristales de nieve, tampoco se consideran constituyentes. La variabilidad de las sustancias nombradas en su manifestación atmosférica está regida por la Ley de los Gases, es decir, el volumen dependerá en gran medida de la temperatura y la presión.

259


Se conoce como atmósfera a la masa gaseosa estratificada que envuelve al globo terrestre. El espesor de la atmósfera, de aproximadamente 600 km, es despreciable frente al diámetro de la Tierra (12.700 km). De acuerdo a la variación vertical de temperatura se identifican cuatro capas: troposfera, estratosfera, mesosfera y termosfera. Algunas clasificaciones consideran a la exosfera también como una capa más. Entre cada una de estas capas existen capas intermedias que representan transiciones o pausas de menor espesor, que poseen características propias. Estas zonas intermedias son: tropopausa, estratopausa, mesopausa y termopausa. A continuación se presenta una breve explicación de cada una de ellas: a. troposfera o tropósfera.- es la capa inmediata a la superficie terrestre. Es aquella donde se desarrolla la vida en la Tierra y se suceden los principales fenómenos meteorológicos (etimológicamente, tropos en griego significa cambio). En esta capa la temperatura disminuye según aumenta la altura. Contiene entre el 75 % al 80 % de la masa atmosférica. Su espesor es variable según la latitud y la variación climática (usualmente 15 km como promedio). b. tropopausa.- es la zona límite entre la tropósfera y la estratósfera. En este punto la temperatura deja de reducirse con la altura, estabilizándose ligeramente para luego invertirse el proceso y comenzar a subir conforme se asciende en la estratosfera. Sus rangos de temperatura y su espesor dependen igualmente de la localización geográfica (latitud) sobre la Tierra.

260

c. estratosfera o estratósfera.- es la capa siguiente a la troposfera. Su altitud se considera comprendida entre los 15 km y los 50 km. En esta capa el gradiente de temperatura es negativo (por ello llamada también capa de inversión térmica); es decir, la temperatura aumenta según

aumenta la altura. Aquí se presenta una subcapa distinguible de ozono, cercana al límite inferior de la capa –en torno a los 20 km– uno de los principales factores del efecto invernadero sobre la Tierra y la posibilidad de vida. Muchos aviones comerciales en trayectos de larga distancia (aquellos preparados para dichas condiciones), vuelan en los límites inferiores de esta capa para que el consumo de combustible sea menor, para evitar turbulencias y aprovechar que el flujo de aire en esta región es principalmente horizontal y estable. d. estratopausa.- constituye el límite y zona de transición entre la estratósfera y la mesósfera. e. mesosfera o mesósfera.- es la capa comprendida entre los 50 y 85 km. La gradiente térmica aquí vuelve a ser positiva. Aquí la gran mayoría de los meteoros se queman o vaporizan cuando ingresan hacia la superficie terrestre. En esta capa se producen los fenómenos conocidos como nubes noctilucentes que se observan en latitudes polares en horas del crepúsculo. Es lo suficientemente fría como para congelar el vapor de agua en nubes de hielo. f. mesopausa.- constituye el límite y zona de transición entre la estratósfera y la mesósfera. Se pueden encontrar temperaturas tan bajas como -90 ºC. g. termosfera o termósfera, también ionosfera o ionósfera.- siguiendo a la mesosfera en orden ascendente, esta capa está comprendida entre los 85 y 600 km. Como es común a las capas atmosféricas, el espesor varía con latitud y época del año. El gradiente de temperatura se vuelve a invertir, aumentando la temperatura con el incremento de altura, pudiendo alcanzarse temperaturas tan altas como 1.000 ºC. Estas altas temperaturas, por efecto de la

VI

ENERGÍA EÓLICA EN ECUADOR

Stalin Vaca, José Jara

radiación solar, permiten que se produzca el efecto de ionización de las moléculas presentes. h. termopausa o también exobase.- es el límite entre la termósfera y la exósfera. i. exosfera o exósfera, también termósfera exterior.- en esta capa se encuentra el límite con el espacio exterior. Su espesor

se considera usualmente comprendido entre los 600 y los 100.000 km, que es el límite donde actúa la gravedad terrestre. En esta capa los escasos átomos y moléculas escapan hacia el espacio exterior, aunque también puede producirse el efecto contrario, atrapándose polvo estelar. El hidrógeno y el helio los principales componentes pero a muy bajas densidades. Las figuras 6.1 y 6.2 muestran las capas de la atmósfera.

Figura 6.1 / Fotografía de las capas de la atmósfera superior de la Tierra durante un ocaso sobre el océano Índico. Tomada desde la Estación Espacial Internacional (25/05/2010). Fuente: Johnson Space Center, NASA.

261 Figura 6.2 / Capas de la atmósfera y efecto de inversión térmica. Fuente: Climate Science Investigations (CSI) Webpage, NASA.


6.2 / Definiciones sobre el viento En Meteorología, se define al viento como el movimiento vertical, horizontal o paralelo a la superficie del terreno de una masa de aire producida en la atmósfera por causas naturales. En pocas palabras, el aire en movimiento constituye viento. Es muy común cuando se trabaja en meteorología o energía eólica emplear ciertos términos o conceptos, que es importante explicarlos para ir familiarizando al lector con su uso. A continuación los principales: Velocidad del viento.- La velocidad del viento es quizás una de las medidas más importantes del recurso. Es la medida del movimiento del aire con respecto a la superficie de la tierra que cubre una unidad de distancia sobre una unidad de tiempo. El instrumento para medir la velocidad del viento es el anemómetro. Usualmente se utilizan las unidades: m/s (metro por segundo), km/h (kilómetro por hora) en el Sistema Internacional, y ft/s (pies por segundo), mi/h (millas por hora) o kn (knot, nudo o milla náutica por hora) en el sistema anglosajón. Los knots se usan frecuentemente en aviación y náutica. La tabla 6.1 muestra las equivalencias de unidades de velocidad. En la tradición meteorológica se utiliza la escala de Francis Beaufort, cuyo uso se ideó en el siglo XIX para uso náutico, aunque con el tiem-

Tabla 6.1 / Unidades de medida de velocidad del viento

Dirección del viento.- La dirección del viento es un indicador de la orientación de dónde proviene el viento. La dirección del viento se referencia mediante sistemas cartesianos/rectangulares o polares en situación a los puntos cardinales o en función de la circunferencia, en grados. La medición en radianes no es utilizada. Por ejemplo, un viento del norte significa que proviene desde el norte y que sopla hacia el sur; un viento del noroeste significa que proviene de la dirección noroeste y que se dirige hacia el sureste. Un viento de 45º significa un viento que proviene de la dirección noreste dirigiéndose hacia el suroeste (45º respecto del norte medido en sentido horario). Como es sabido, el norte de los puntos cardinales se referencia con el norte geográfico. Nótese que el norte geográfico es aquel que coincide con el eje de rotación de la Tierra. Este es el empleado en la cartografía y se llama también norte verdadero. Existe igualmente el norte magnético, que es aquel que señala la aguja de una brújula producto del campo magnético de la Tierra. En aplicaciones de energía eólica es usual utilizar equipos de medición de dirección y velocidad del viento. Los instrumentos de medida

m/s

km/h

pie/s

mi/h

nudo

1

3,600000

3,280840

2,236936

1,9438445

1 km/h

0,2777778

1

0,9113444

0,6213712

0,5399568

1 pie/s

0,3048000

1,097280

1

0,6818182

0,5924838

1 mi/h

0,4470400

1,609344

1,466667

1

0,8689762

1 nudo

0,5144444

1,852000

1,687810

1,1507790

1

1 m/s

262

po se pasó a su empleo para apreciaciones en tierra. Esta escala, de tipo empírico, asigna números de 1 al 12 para identificar la velocidad del viento junto con un término descriptivo. En la práctica es más común el empleo del término descriptivo que el número de escala. La escala Beaufort se presenta en la Tabla 6.2.

VI



Tabla 6.2 / Escala de Beaufort Beaufort término

km/h

m/s

nudos descripción de efectos

0

calma

0-1

0-0,2

<1

el humo se eleva verticalmente, el mar parece un espejo

1

ventolina

2-5

0,3-1,5

1-3

el humo se mueve ligeramente con la brisa y muestra la dirección del viento

2

brisa ligera

6-11

1,6-3,3

4-6

se siente la brisa en el rostro y se escucha un ligero susurro

3

brisa suave

12-19

3,4-5,4

7-10

el humo se mueve horizontalmente y ramas pequeñas comienzan a balancearse, las banderas comienzan a extenderse

4

brisa moderada

20-28

5,5-7,9

11-16

se mueve el polvo o arena suelta en el piso, ramas más grandes se balancean, papeles sueltos vuelan

5

brisa fresca

29-38

8-10,7

17-21

6

brisa fuerte

39-49

10,8-13,8 22-27

7

temporal moderado

50-61

13,9-17,1 28-33

8

temporal fresco

62-74

17,2-20,7 34-40 moderada en el mar. Se siente resistencia al

9

temporal fuerte

75-88

20,8-24,4 41-47

10

ventarrón

89-102 24,5-28,4 48-55 Ramas de los árboles se rompen.

11

tormenta o borrasca

103-117 28,5-32,6 56-63 Los árboles sales con sus raíces, y el mar

12

huracán

se forman olas superficiales en el agua y árboles pequeños se balancean los árboles comienzan a doblarse con la fuerza del viento y se produce un silbido en líneas telefónicas, se forma algo espuma en el mar Grandes árboles se balancean. Espuma caminar.

Ramitas se rompen de los árboles y grandes extensiones de espuma se forman en el mar.

tiene apariencia blanquecina.

>118

>32,7

>64

Daños extensos. Daños estructurales en la tierra y olas de tormenta en el mar.

263

Figura 6.3 / Dos típicos instrumentos de medida del recurso eólico. Veleta (izquierda) y anemómetro de copas (derecha).


de la velocidad del viento se conocen como anemómetros, mientras que los que registran la dirección del viento se conocen como veletas (Figura 6.3). Las veletas usualmente se referencian en campo usando una brújula. La discrepancia entre norte geográfico y norte magnético, conocida como declinación magnética, es comúnmente despreciable para esta aplicación. Obsérvese que el eje de la Tierra sufre una precesión y una nutación, además de la conocida rotación, que causan que el norte geográfico cambie en el tiempo (≈26.000 años para la precesión y ≈19 años para la nutación). El movimiento de precesión es similar al cabeceo que se observa en un trompo que gira no vertical. El movimiento de nutación es la oscilación periódica del eje terrestre hacia arriba y hacia abajo, provocada por las fuerzas de atracción entre Sol-Luna-Tierra. La nutación puede verse en un trompo que está a punto de caerse. Asimismo, el polo magnético de la Tierra está continuamente moviéndose. Se podría concluir que un ‘norte verdadero’ o al menos un norte fijo, realmente no existe. La rosa de los vientos (Figura 6.4) es un círculo que tiene marcados los rumbos o direcciones en que se divide la vuelta del horizonte. En energía eólica es usual usar rosas de vientos con al menos 8 direcciones (4 puntos cardinales más 4 rumbos laterales), aunque se prefiere las de 12 y 16 direcciones (8 rumbos colaterales) debido a cierta precisión requerida en la definición de la dirección del viento.

264

Figura 6.4 / Rosa de los vientos de 16 rumbos.

Los gráficos de rosas de viento suelen usarse en conjunto con gráficos polares en donde la dirección norte coincide con la dirección 0º, y los ángulos se miden en sentido horario. Se suelen emplear para representaciones de la frecuencia de la dirección del viento, la magnitud de la velocidad del viento, o inclusive la magnitud de la energía esperada. En las siguientes gráficas (Figuras 6.5 y 6.6) pueden observarse distintas formas de representación de interés en el campo eólico con rosas de vientos de un proyecto eólico en Ecuador para un lugar estudiado. Los valores representan promedios o sumas anuales, según sea el caso. En la figura 6.5 se muestran rosas de viento para el mes de julio en cierto lugar. El gráfico de la izquierda indica las direcciones más frecuentes. La dirección más frecuente es la nornordeste, con un 24 % del tiempo, prevaleciendo sobre todas las demás. El gráfico de la derecha es una rosa de vientos de velocidades promedio. Los círculos equidistantes representan la velocidad del viento (la escala indica hasta 10 m/s), mientras los sectores radiales circulares indican ángulos o direcciones de viento. Las mayores velocidades de viento promedio, cercanas a 9 m/s, se producen alrededor de la dirección nornordeste al igual que en la dirección oeste, siendo las otras direcciones de velocidad promedio más pequeñas (< 4 m/s) originándose por consiguiente dos lóbulos. El análisis conjunto de los dos gráficos permite saber que altas velocidades de viento se producen alrededor de la dirección nornordeste y oeste, pero que sin embargo el viento que sopla desde la dirección oeste es muy poco frecuente en julio. La dirección nornordeste al tener una alta velocidad y por ser prevalente es la de mayor contenido energético. El saber las direcciones predominantes es de gran importancia al momento de evaluar efectos del suelo u obstáculos sobre los aerogeneradores, o los efectos estela que podrían producirse cuando existan dos o más turbinas en un parque eólico.

VI



Figura 6.5 / Rosas de viento para cualificar la dirección del viento (izq.) y su velocidad (der.)

Figura 6.6. / Rosas de viento para cualificar la frecuencia de una dirección (izq.) y la producción de energía (der.)

En la figura 6.6, la gráfica izquierda indica la frecuencia de la dirección, mientras la gráfica derecha señala la frecuencia de la producción de energía para otro sitio de estudio. Rosas de este tipo sirven para complementar o corroborar los análisis. La rosa de frecuencia de dirección nos estaría indicando que el rumbo oeste noroeste y el rumbo oeste son muy recurrentes, con un tercer lugar muy por detrás para la dirección sureste. La rosa de energía, por su parte, nos dice que la mayor cantidad de energía al año se puede sacar de la dirección oeste, y en segundo lugar de la dirección sureste. El tercer lugar energético sería para la dirección oeste noroeste. En otras palabras, aunque la dirección sureste tenga muy poca frecuencia,

las pocas veces que el viento proviene de esta dirección, tienen un alto contenido energético, a la final una gran velocidad. Igualmente, no obstante la dirección oeste noroeste es muy frecuente, esto no significa que tenga gran aporte energético; o sea, la velocidad desde este rumbo es muy baja. El viento que proviene del oeste tiene buena frecuencia y tiene buena velocidad. Finalmente examínense los gráficos polares de la Figura 6.7. Ambos representan la frecuencia de la velocidad del viento, en color gris se dibuja la velocidad máxima registrada y en color negro la velocidad promedio. Se comparan dos meses distintos del año.

265


Figura 6.7 / Rosas de viento para comparar la velocidad de viento en dos meses distintos.

La primera observación clara es que dos meses del año no tienen por qué tener un comportamiento similar. Puede haber meses con mucho viento y meses con muy poco viento. Las direcciones de prevalencia también pueden ser muy distintas. Por igual se puede decir que la velocidad máxima que se produce en ciertos instantes cortos (ráfagas) no es necesariamente un indicio de altos promedios. Así, mientras en febrero la velocidad media es 5,0 m/s y la velocidad máxima es 18 m/s, dando una relación 3,6; la velocidad media en septiembre es 6,9 m/s con una velocidad máxima de 19,2 m/s dando una relación 2,8. Si se mantuviera la relación de febrero, sabiendo la velocidad media sería de esperar ráfagas de hasta 25 m/s, cuando la realidad es bastante menor. Es decir, no necesariamente un alto promedio es muestra de vientos huracanados y viceversa.

266

Esta idea es clave en la identificación de sitios eólicos, pues usualmente las personas se engañan porque sienten o perciben ráfagas de viento en ciertos lugares, en cierta época del año. Esa alta velocidad puede ser muy puntual en un periodo de tiempo y no precisamente refleja que el sitio tenga buenos promedios como para ser aprovechados eólicamente. Aire húmedo, saturado, seco.- El aire húmedo es aquél que contiene una humedad relati-

va superior al 80 %. El aire saturado es aquél que contiene la cantidad máxima de vapor de agua posible para una temperatura y una presión dadas (100 % de humedad). El aire seco no contiene vapor de agua (0 % de humedad relativa), aunque en ciertos contextos técnicos se considera aire seco a aquél que tiene una baja humedad relativa (usualmente inferior a 40 %). El aire seco puede producir incrementos en problemas de salud (asma, bronquitis, sinusitis, hemorragias nasales o deshidratación en general), irritación de la piel y ojos, sequedad de labios, aumento de la electricidad estática y aumento de la sensación térmica. Sensación térmica del viento.- La sensación térmica del viento o temperatura de sensación, conocida en inglés como “windchill” (Se suelen dar alertas meteorológicas llamadas ‘windchill warning’), es una medida del enfriamiento que percibe una persona debido a la pérdida de calor del cuerpo cuando el viento pasa sobre piel expuesta. La pérdida de calor corporal es mayor cuanto más rápido sopla el viento; por tanto, mientras más veloz sea el viento, más frío percibirá la persona. Su cálculo toma en cuenta la temperatura, humedad relativa y la velocidad del aire. Por ejemplo, una temperatura de 25 ºC, con una humedad relativa del 0 %, con una velocidad de viento de 0 m/s, es decir una calma absoluta, se tendría una sensación térmica de

VI



22 ºC. Sin embargo, con la misma temperatura y humedad pero una velocidad de viento entre 36 y 50 km/h, la sensación podría ser cercana a 10 ºC. Por otro lado, con una humedad del 85 % (muy frecuente en zonas tropicales), un viento de 0 m/s se sentirían 27 ºC. Con un viento comprendido entre 36 y 50 km/h se sentirían 24 ºC. La sensación térmica del viento es un parámetro muy importante en zonas de climas fríos ya que una baja temperatura sumada con vientos altos puede provocar un congelamiento rápido a personas que no usen la protección adecuada, en periodos tan rápidos como entre 5 y 30 minutos. Ráfaga: Una ráfaga es un viento fuerte, repentino y de corta duración. La NDFD (National Digital Forecast Database, Estados Unidos) la define como la velocidad máxima del viento de 3 segundos (en nudos) que se produce dentro de un intervalo de 2 minutos a una altura de 10 metros. De acuerdo con la práctica de observación meteorológica en EE.UU., las ráfagas se presentan cuando la velocidad máxima del viento alcanza al menos 16 nudos y la variación en la velocidad del viento entre los picos y valles es superior a 9 nudos. La duración de una ráfaga es por lo general menos de 20 segundos. Torbellino: Un torbellino, vórtice o remolino de viento es una columna de viento de rotación

rápida a pequeña escala, formada térmicamente y propensa a desarrollarse en tardes calientes, claras, secas. A menudo son visibles por el polvo, la suciedad o los residuos que recoge. Tornado: Un tornado o huracán es una perturbación atmosférica más violenta, en forma de remolino, que se forma a partir de una nube cumulonimbos, de extraordinario desarrollo, resultado de una excesiva inestabilidad. Provoca un intenso descenso de la presión en el centro del fenómeno y fuertes vientos que circulan en forma ciclónica. Viento cruzado: En aeronáutica se usa con frecuencia el término “viento cruzado" para designar al componente de viento que sopla en dirección perpendicular a la dirección o trayectoria que sigue una aeronave. Turbulencia: La turbulencia es la cualidad del viento en la que éste se vuelve desordenado, caótico en su movimiento, debido usualmente al choque frente a un obstáculo. Perfil vertical de viento.- El perfil vertical de viento es un gráfico cartesiano de la velocidad del viento (m/s) frente a la altura sobre el suelo (m), expresado usualmente en unidades SI (Figura 6.8). Como se vio en el punto introductorio sobre la atmósfera según se eleve sobre el sue-

267 Figura 6.8 / Distintas formas de perfil vertical de viento según el tamaño de los obstáculos (izquierda) y perfil de viento típico (derecha).


lo una medida del viento, ésta puede decrecer o crecer en cuanto a velocidad. Este efecto se produce tanto a gran escala como a escala pequeña. La forma del perfil de viento a bajas alturas (< 200m), está altamente influenciada por la orografía del terreno circundante al punto de medida. Los obstáculos naturales (árboles, formaciones rocosas, montañas, cerros, laderas) y los humanos (edificaciones, cultivos) alrededor de un punto de interés tienen el efecto de reducir la velocidad del viento y hacerlo más turbulento. En condiciones climáticas normales, sobre un terreno plano sin estorbos, el viento tiene un flujo de componente horizontal principalmente, y aumenta de velocidad a medida que gana en altura (Figura 6.8, derecha). El perfil vertical también se conoce como cizalladura vertical o cortadura del viento (wind shear en inglés). Por supuesto también puede haber una cizalladura horizontal, pero desde el punto de vista del aprovechamiento eólico suele ser más interesante conocer la cizalladura vertical en primera instancia. La relación entre velocidad y altura sobre el terreno tiene forma exponencial, representada de los principios de la mecánica de fluidos por la ecuación de Ludwig Prandtl:

Donde U(z) es la velocidad del viento en m/s a la altura z en metros, U* es la velocidad de fricción, k es la constante von Karman (aprox. 0,41), y z0 es la longitud de rugosidad en metros que caracteriza el terreno. Sin embargo, es más frecuente la utilización de una ecuación simplificada, conocida como Ley Potencial:

268

Donde v(z) es la velocidad que se desea a una altura z dada en metros, vi es la velocidad inicial conocida en m/s, zi es la altura a la que se produce vi, y α es el coeficiente de cizalladura, también conocido coeficiente de rugosidad o longitud de rugosidad. Obsérvese que en algunas ocasiones puede existir una inversión, es decir, una reducción de la velocidad con el aumento de altura, por lo que para aquellos casos se deberá hacer la corrección matemática adecuada. También es de anotar que el aumento de la velocidad con la altura no es infinito y está limitado por el comportamiento de las diferentes capas atmosféricas, más otros efectos locales. Rugosidad.- La rugosidad, en inglés roughness, es una medida de la complejidad del terreno, indica el efecto colectivo de la superficie del suelo y los obstáculos presentes. Para su evaluación existen dos formas: una cualitativa y una cuantitativa (medición). Cada método se escoge según la importancia de la estimación. Por ejemplo, en análisis preliminares someros, proyectos de pequeña escala, o estudios de prefactibilidad de grandes proyectos inclusive, es más que suficiente una estimación en base a la observación del tipo de terreno. Sin embargo, llegada una etapa de diseño prolijo, en la que es necesario obtener producciones de energía y rendimientos lo más cercanos a la realidad, es necesario indiscutiblemente realizar cálculos basados sobre todo en mediciones. La estimación cualitativa, de naturaleza empírica y subjetiva inherentemente, se realiza tratando de clasificar al suelo en clases por su composición. En la Tabla 6.3 se explican estas clases. La longitud de rugosidad del agua usualmente se toma como valor cero en la mayoría de software de cálculo. Para hallar la equivalencia numérica entre la clase de rugosidad y la longitud de rugosidad se puede utilizar las siguientes fórmulas:

si longitud ≤ 0,03 m

VI



Tabla 6.3 / Clases de rugosidad longitud de Índice de Clase rugosidad (m) Energía Descripción (%) 0

100

1

0,0002 0,0003 0,0010 0,0024 0,0050 0,0080 0,0100 0,0200 0,0300

1,5

0,0550

45

2

0,1000

39

0,2000

31

0,3000 0,4000

24

0,5000 0,8000 1,6000

18 13

0,5

73

52

2,5

3

3,5 4

Superficies de agua (mares, lagos). Superficies suaves de arena. Superficies suaves de nieve. Terreno completamente abierto con superficie lisa. Suelo desnudo de forma suave. Césped cortado. Pistas de hormigón de aeropuertos. Áreas de aeropuerto con edificios y árboles. Zonas agrícolas abiertas sin vallas, setos; edificios muy dispersos. Sólo colinas suavemente redondeadas. Terreno agrícola con algunas casas y cercos de setos de 8 m de altura con una distancia de aprox. 1250 m. Terreno agrícola con algunas casas y cercos de setos de 8 m de altura con una distancia de aprox. 500 m. Tierras agrícolas con muchas casas, arbustos y plantas, o cercos de setos de 8 m de altura con una distancia de aprox. 250 m. Cortavientos o franjas de protección. Pueblos, ciudades pequeñas, terrenos agrícolas con muchos o altos cercos, bosques y terreno muy áspero y desigual. Suburbios. Ciudades más grandes con edificios altos. Bosques. Muy grandes ciudades con edificios altos y rascacielos.

Cuando se disponen de mediciones confiables, se puede realizar un cálculo de la rugosidad con la siguiente formulación:

Donde U(z1) es la velocidad de viento a la altura z1 y U(z2) es la velocidad de viento a la altura z2. z0 es la longitud de rugosidad. En el análisis de proyectos eólicos es conveniente utilizar mapas de rugosidad. Ya que la rugosidad puede cambiar significativamente

entre un sector u otro de una zona de estudio, se elaboran mapas que reflejan dichas propiedades. Algunos software de cálculo requieren la especificación si un objeto es un elemento de rugosidad (integrado en el paisaje) o es propiamente un obstáculo escudo (usualmente edificaciones o construcciones humanas). Un escudo es la disminución relativa en la velocidad del viento causada por un obstáculo en el terreno. Que un obstáculo haga de escudo depende de: • la distancia entre el obstáculo y el sitio(x) • la altura del obstáculo (h) • la altura del punto de interés en la zona (H) • la longitud del obstáculo (L) • la porosidad del obstáculo (P)

269


La Figura 6.9 muestra la reducción de la velocidad del viento debido a un escudo de longitud infinita, un obstáculo bidimensional de porosidad cero. El escudo disminuye con la disminución de la longitud y el aumento de la porosidad del obstáculo. En la zona sombreada el escudo es muy dependiente de la geometría del obstáculo. Además, la velocidad del viento se incrementa generalmente cerca y por encima del obstáculo -similar al efecto de aceleración sobre las colinas.

Para definir si un objeto es un escudo o un elemento de rugosidad se puede usar esta guía: • si el punto de interés (por ejemplo un anemómetro o el buje del aerogenerador) está más cercano a ~50 veces la altura del obstáculo con el obstáculo y está más cercano a ~3 veces la altura del obstáculo con el suelo, el objeto probablemente debería ser tomado como un obstáculo. En este caso, el obstáculo no debe ser considerado al mismo tiempo como un elemento de rugosidad. • si el punto de interés está más lejos que ~50 veces la altura del obstáculo o más

270

Figura 6.9 / Comportamiento de un obstáculo

lejos a ~3 veces la altura del obstáculo, el objeto debería probablemente ser un elemento de rugosidad. Dado que la mayoría de los anemómetros se montan a una altura estándar de 10 m sobre el suelo y a menudo muy cerca de los edificios, el efecto escudo es muy grave potencialmente en el futuro análisis de los datos de viento. Por otro lado, una turbina de viento con una altura de buje de 40-50 m sobre el nivel del suelo, y situada lejos de edificios, raramente experimentará el efecto escudo. Debido a la gran influencia del entorno sobre un sitio de análisis, es recomendable disponer de un mapa topográfico con la mayor extensión posible a fin de poder identificar y asignar las rugosidades que afecten al proyecto. En proyectos pequeños esta información puede ser cara y difícil de obtener, y suele ser suficiente con analizar el entorno inmediato al sitio de interés. En proyectos medianos y grandes, donde suele ubicarse un número mayor de aerogeneradores y de gran potencia, se suele requerir un plano topográfico con curvas de nivel entre 5 m y 50 m, dependiendo si la intención es realizar una ingeniería fina, de detalle o un análisis de factibilidad. La selección del intervalo de

VI



curvas de nivel también suele elegirse según la orografía de la zona de estudio. Por supuesto, cuando se usa intervalos de curva de nivel pequeños, éstos deben corresponder a valores reales y no a valores interpolados, pues una interpolación de curvas de 50 m a curvas de 5 m tendrá la misma figura y no aportará información adicional.

rreno tenga una rugosidad clase 2. Igualmente la longitud de rugosidad puede cambiar con la distancia al punto de referencia, así en dirección sur la rugosidad puede que sea clase 0,5 entre el punto de referencia y 200 m hacia el sur, pero luego cambie a clase 1 entre los 200 m y los 800 m, para luego retornar a clase 0,5 entre los 800 m y los 5 km.

Si la zona es montañosa, con colinas de pendientes pronunciadas y escarpadas, con muchas variaciones de altura en distancias cortas, con cañadas, quebradas o gargantas, con cruces de caminos o flujos de agua (riachuelos, ríos), es muy probable que curvas de nivel con intervalo 25 m sean insuficientes para un análisis confiable, incluso a nivel de factibilidad. La extensión normal de análisis para estos proyectos medianos y grandes suele fijarse en 10 km alrededor del lugar de estudio, más aun si es de topografía compleja. Si en las cercanías existen superficies de agua importantes, se recomienda ampliar a 15 km o lo que se considere necesario.

La explicación anterior infiere la utilización de un diagrama polar que refleje direcciones y rugosidades, una nueva rosa de vientos, esta vez una rosa de longitud de rugosidad (Figura 6.10). Al igual que en casos similares, el número de rumbos o direcciones se escoge a conveniencia del estudio en curso. A diferencia de las líneas de una curva de nivel, que representan un único valor –altitud–, las líneas que representan cambios en la longitud de rugosidad representan dos valores, uno a cada lado de la línea (Figura 6.10).

Una observación pormenorizada nos dejará entrever que para un sitio específico (torre anemométrica, aerogenerador u otro) pueden existir diferentes longitudes de rugosidad si se considera la direccionalidad. Es decir, puede ser que en dirección norte el terreno tenga una rugosidad clase 1 y en dirección sureste el te-

Densidad del Aire.- Una de las cualidades más importantes del aire, desde el punto de vista energético, es su densidad. La energía en el viento, como se detallará más adelante, es directamente proporcional a su densidad; o sea, a mayor densidad mayor energía del viento. La densidad del aire no puede ser un valor estable en el tiempo porque está compuesto por varios gases. Como es conocido, los gases varían

271

Figura 6.10 / Rosa de longitud de rugosidad. Fuente: software WasP©.


Figura 6.11 / Mapa con líneas de cambio de longitud de rugosidad. Fuente: software WasP©.

su volumen según su temperatura y presión. La temperatura es un factor cambiante en la atmósfera a cada instante. Sería imposible pensar que por los cambios estacionales del planeta, por los cambios diarios por el movimiento de rotación, se consiga una densidad de aire de valor constante. No obstante, el rango de variación sí puede ser pequeño o muy pequeño, dependiendo del clima local y la latitud del lugar. La presión, en este caso la presión atmosférica, asimismo puede ser un factor de variación debido a los movimientos de las grandes masas de aire. Por último, las cantidades de los diferentes gases presentes en el aire de un sitio pueden estar cambiando, ya sea por ciclos naturales de elementos o por efectos humanos (contaminación por ejemplo).

272

Existen diversas formas de aproximarse al valor de densidad del aire para un sitio, desde la aplicación de fórmulas sencillas a la aplicación de formulaciones complejas pero mucho más precisas. La gran mayoría de las tablas de aplicación sencilla que se pueden encontrar en medios técnicos, ayudan a calcular la densidad en función únicamente de la altitud. Estas tablas son muy inexactas y se desaconseja su uso; sin embargo, en ciertos casos puntuales, donde se requiere realizar aproximaciones tos-

cas de producción de energía, logran ser útiles por su rápido y fácil empleo. Tales tablas son creadas en base a la fórmula:

Donde ρ es la densidad buscada, ρ0 es la densidad del aire a nivel del mar (1,225 kg/m3) y z la altura del sitio. Estas estimaciones se hacen considerando una temperatura de 25 ºC. Existe una metodología que considera la temperatura y la altitud para el cálculo. En este caso se utiliza un gradiente fijo de temperatura Γ. Su ecuación es:

Donde ρ es la densidad buscada, ρ0 es la densidad del aire a nivel del mar (1,225 kg/m3), Tref es una temperatura de referencia (15 ºC, usualmente), T es la temperatura del sitio en ºC, h es la altitud del sitio en metros, Γ es la gradiente de temperatura (6,5 ºC/km), g es la aceleración de la gravedad (9,8 m/s2), R es la constante de los gases ideales para el aire seco: 287,05 J/(kg . K).

VI



Otro método, establecido en el estándar IEC 61400-12-1 (Medida de la curva de potencia de aerogeneradores productores de electricidad), reside en simplemente en promediar las densidades de aire medidas, redondeando al valor más cercano con precisión 0,05 kg/m3. El estándar también provee una normalización a partir de una densidad de aire nominal predefinida para el emplazamiento. La densidad del aire se determina de mediciones de temperatura del aire y presión atmosférica según la ecuación:

Ma - masa molar del aire seco, en kg/mol Z - factor de compresibilidad de los gases (adimensional) R - constante molar de los gases en J/(mol K) T - temperatura termodinámica según ITS-90 (T = 273,15 +t, con t en ºC), en K xv - fracción molar de vapor de agua, (valor adimensional) Mv - masa molar del vapor de agua, en kg/mol La incertidumbre de este cálculo se determina como:

Donde :

ρ10 min es la densidad del aire promediada 10 minutos, B10 min es la presión atmosférica medida promediada sobre 10 minutos, R0 es la constante de los gases del aire seco: 287,05 J/(kg K), T10 es la temperatura absoluta del aire medida, min promediada sobre 10 minutos. El método más preciso, y por ello el más recomendable, es el señalado por el Comité Internacional de Pesas y Medidas, denominado CIPM1981/91 el cual tuvo una pequeña modificación en 2007 (A. Picard, R. S. Davis, M .Gläser y K. Fujii) por ajuste de constantes. Esta metodología es la oficial adoptada en Ecuador por el INEN para el cálculo de la densidad del aire, y su procedimiento se halla descrito en el reporte institucional LPC-PC-01 de fecha mayo de 2007:

Donde: ρ - densidad del aire, en kg/m3 p - presión barométrica promedio entre Pf y Pi, en Pa

Donde ct - coeficiente de sensibilidad para temperatura ut - incertidumbre de las magnitudes de influencia calórica cp - coeficiente de sensibilidad para presión atmosférica up - incertidumbre de las magnitudes de presión ch - coeficiente de sensibilidad higrométrica uh - incertidumbre de las magnitudes higrométricas cR - coeficiente de sensibilidad molecular uR - incertidumbre de las magnitudes de influencia molecular cEcu- coeficiente de sensibilidad ajustado al Ecuador uEc - incertidumbre de las magnitudes ajustadas al Ecuador En proyectos eólicos, una incertidumbre del cuarto dígito en el cálculo de la densidad es suficiente. La fórmula del CIPM depende principalmente de cuatro parámetros de entrada: presión barométrica, temperatura del aire, humedad relati-

273


va (o punto del rocío) y el contenido de CO2 en el aire. Esta última magnitud es de difícil obtención, en el sentido que su medición es muy poco frecuente en meteorología, y en especial en energía eólica. Por ello la expresión CIPM puede ser reducida (SIM MGW7/cg-01/v.00) a una versión exponencial como:

Donde: ρ es la densidad del aire en kg/m3, p es la presión atmosférica en hPa, hr es la humedad relativa del aire en %, t es la temperatura del aire en ºC. Esta fórmula ofrece resultados con una incertidumbre relativa de aproximadamente de 2,4 x 10-4 bajo las siguientes condiciones ambientales (sin incluir todavía la incertidumbre debida a los instrumentos de medición): 600 hPa ≤ p ≤ 1.100 hPa 20 % ≤ h ≤ 80 % 15 ºC ≤ t ≤ 27 ºC Con la última ecuación los datos de entrada se reducen a tres: presión atmosférica, humedad relativa y temperatura del aire. Analicemos con la dependencia de la densidad de ellos tres: Para un sitio dado, si la presión y temperatura se mantienen pero la humedad aumenta un 40 %, la densidad disminuye alrededor de un 0,25 %. Si ahora la temperatura y la humedad son constantes, y se disminuye la presión un 40 %, la densidad cae un 40 % aproximadamente también. Si, finalmente, la presión y humedad son constantes, pero la temperatura aumenta

Tabla 6.4 / Ejemplos de densidad de aire en tres ciudades del Ecuador

un 40 %, la densidad disminuye un 4 % aproximadamente. En conclusión, la densidad del aire es altamente dependiente de la presión atmosférica (altitud). La temperatura tiene también cierta influencia apreciable pero en menor escala. La influencia de la humedad puede considerarse muy pequeña, y para ciertas aplicaciones, despreciable. En conclusión, con miras a obtener un buen sitio de aprovechamiento eólico en función de la densidad del aire, los lugares cercanos al nivel del mar serán los mejores. Un sitio con menor temperatura promedio también será mejor que otro de temperatura más alta. Esto se puede apreciar con tres ejemplos prácticos, para las ciudades de Guayaquil, Quito y Cuenca, como se muestra en la Tabla 6.4, utilizando datos de las estaciones meteorológicas de la Agencia Espacial Ecuatoriana para un día al azar, a la misma hora. Como se aprecia por condiciones de situación geográfica (altitud), y climáticas (temperatura y humedad) un lugar puede tener mejores propiedades de densidad de aire. Aun incluso si son lugares de situación geográfica parecida las particularidades pueden arrojar resultados diferentes. Nótese que una ciudad como Guayaquil puede tener 25 % más de potencial energético eólico que una ciudad como Quito, sólo por su ubicación y climatología.

6.3 / Formación del Viento. Tipo de Vientos El viento, como muchos fenómenos terrestres, está relacionado a sus movimientos planetarios: rotación y traslación. Por tanto puede considerarse a la energía eólica, otra energía derivada de la interacción de la Tierra con el

Estación

Guayaquil

Cuenca

Quito

humedad presión barométrica temperatura densidad

84 % 1.010,75 mbar 23,2 ºC 1,1779 kg/m3

79 % 686,35 mbar 13,1 ºC 0,8300 kg/m3

96 % 718,3 mbar 10,5 ºC 0,8768 kg/m3

VI



Sol. El viento debe entenderse como ocasionado por fenómenos a nivel de gran escala y de pequeña escala. O sea, el viento en un determinado punto geográfico tiene origen tanto en los efectos planetarios como en las particularidades del sitio: características climáticas, orografía, influencia humana. Al analizar la bondad de un sitio eólico para su explotación se realiza un estudio de micro-escala, factor inherente al tamaño de la aplicación. Esto no impide, sin embargo, que los efectos de macro-escala sean tomados en cuenta. De hecho, muchos software de cálculo eólico utilizan aproximaciones y traslaciones de efectos de gran escala para intentar predecir el viento en cierto lugar. Primero se explora la producción de viento a gran escala. Como se puede fácilmente intuir, el movimiento de rotación de la Tierra también produce un movimiento sobre los elementos que se encuentran en ella: hidrósfera, atmósfera y litósfera. Aunque éste no es un movimiento totalmente uniforme, y depende de muchos factores, su periodo a escala humana puede considerarse constante. En el ecuador la velocidad de giro es aprox. 1.670 km/h. Esta velocidad disminuye según el coseno de la latitud. Así por ejemplo, Nueva York a una latitud de 40º Norte, es 1.670 x cos(40º) = 1.279 km/h. Como dato curioso se puede mencionar que el terremoto producido en Chile en 2010 de 8,8 grados Richter, según estimaciones científicas de la NASA (Jet Propulsion Laboratory), habría causado que el día se redujera en 1,26 microsegundos y el eje se haya desplazado aprox. 8 cm. En el caso del terremoto de Japón de 2011, de magnitud 9,0 habría provocado una reducción de 1,8 microsegundos y un cambio en el eje de 17 cm. El caso de Sumatra de 9,1 grados en el año 2004, el efecto habría sido 6,8 microsegundos y un cambio de eje de 8 cm. Asimismo cálculos científicos indican que con el embalse de la central hidroeléctrica china ‘Tres Gargantas’ (22.500 MW, 40 km3 de agua) lleno por completo, el día se ralentizará en 0,06 microsegundos,

haciendo de la Tierra más redonda en el centro y más achatada en los polos. Todo esto debido al cambio en la distribución de masas, y consecuentemente en el momento de inercia. Cuanto más larga sea la distancia de una masa a su eje de rotación, más lento girará. Derivación de la rotación de la Tierra son los movimientos de masas oceánicas y masas atmosféricas, como los resultados más perceptibles. El efecto Coriolis [Gustave Coriolis, Francia (1792-1843)], es la descripción de la fuerza inercial que se produce sobre objetos en movimiento cuando se observan en un marco de referencia giratorio. Coriolis demostró que, si las leyes de movimiento de los cuerpos de Newton se aplican en un marco de referencia giratorio, una fuerza inercial - actuando a la derecha de la dirección del cuerpo en movimiento para una rotación en sentido antihorario al marco de referencia o a la izquierda para una rotación de las agujas del reloj - debe incluirse en las ecuaciones de movimiento. El efecto de la fuerza de Coriolis es una desviación aparente de la trayectoria de un objeto que se mueve dentro de un sistema de coordenadas giratorio. El objeto en realidad no se desvía de su trayectoria, pero parece hacerlo a causa del movimiento del sistema de coordenadas. Cuando un objeto se mueve en Tierra hacia el Hemisferio Norte, la trayectoria resulta curvada hacia la derecha respecto de la trayectoria inicial. Cuando se mueve en el Hemisferio Sur, la trayectoria se curva hacia la izquierda. Esto se debe a que la rotación terrestre es en sentido oeste a este. Debido al efecto Coriolis (Figura 6.12), los aviones pueden hacer correcciones de su curso, así como los patrones que siguen misiles o cohetes. Hay que tener en cuenta que en el desplazamiento del objeto en movimiento no hay que considerar solamente la velocidad de giro del sistema de referencia, sino también, como en

275


Debe tenerse en cuenta que la fuerza de Coriolis se la llama a veces ‘ficticia’. Esto se usa para explicar las aceleraciones observadas en un marco inercial, es decir en el sentido del cambio del sistema de coordenadas que se utiliza para la interpretación del fenómeno. Como se ha visto, la rotación del planeta produce el movimiento de las masas de aire según el principio de Coriolis. Estos vientos a escala global o vientos planetarios, sin embargo, no son los únicos. Si no se consideraran otras fuerzas o fenómenos, y un objeto se moviera con sujeción únicamente a la fuerza de Coriolis, se podría formar lo que se llaman círculos inerciales (Figura 6.13).

Figura 6.12 / Desviación por efecto Coriolis.

el caso de la Tierra, la latitud. La velocidad tangencial de un lugar sobre la superficie de la Tierra es función de la latitud. La velocidad es cero en los polos y de valor máximo en el ecuador. Por consiguiente, la desviación de Coriolis está relacionada con el movimiento del objeto, el movimiento de la Tierra y la latitud. Por esta razón, la magnitud del efecto viene dado por φ.seno(2νω), en el que ν es la velocidad del objeto, ω es la velocidad angular de la Tierra y φ es la latitud. Matemáticamente la fuerza de Coriolis se expresa:

276

Donde : m es la masa del cuerpo, ω es el vector de velocidad angular del sistema de referencia, υ es el vector de velocidad del cuerpo en el sistema rotatorio.

Figura 6.13 / Círculos inerciales debidos al efecto Coriolis

La mayoría de sistemas físicos son complejos, y son el resultado de la interacción de múltiples fuerzas. Por tanto, la generación de viento también se explica en otro fenómeno asociado al movimiento planetario: la traslación y la radiación solar. Las diferentes temperaturas que se alcanzan en la Tierra debido al movimiento de rotación (secuencia día/noche o variación diurna), también son influidas por la cercanía al Sol (variación estacional). La radiación solar puede producir variaciones típicas de 10 a 12 ºC en el transcurso de un día y de hasta 40 ºC en-

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tre estaciones, dependiendo de la latitud y factores como el tipo de superficie terrestre, pues los grados de albedo pueden ser muy distintos. El calentamiento de la superficie del suelo, los cuerpos sobre su superficie, las masas de aire, la diversa reflexividad, la variación diurna y estacional, la orografía, el rozamiento o fricción entre masas oceánicas y el aire, la gravedad que afecta al aire, la altitud, entre otros, inducen la creación de presiones atmosféricas heterogéneas. Por tanto, habrá zonas con mayor presión atmosférica que otras, o un gradiente de presión. Asimismo habrá zonas con mayor temperatura que otras, al igual que densidades de aire por la interdependencia antes formulada. La influencia de la temperatura es especialmente apreciable a bajas alturas, en las cercanías con el suelo y los accidentes geográficos. El aire caliente, por su menor densidad, tenderá a moverse hacia arriba y el aire en una zona de alta presión atmosférica se inclinará a moverse hacia una zona de menor presión. (Figura 6.14). En meteorología se suele utilizar mapas con isobaras, o sea líneas que unen puntos con iguales valores de densidad (Ver Figura 6.15). Alrededor de una zona de baja presión, las líneas se vuelven de forma circular aproximadamente. Si sólo existiera la fuerza de presión el aire se movería perpendicularmente a las zonas de is-

obaras, pasando de alta a baja presión. Cuando las distancias entre isobaras son pequeñas, el gradiente de presión es fuerte, y por tanto, las velocidades del viento son más altas. Tanto la fuerza de Coriolis como la fuerza de la presión atmosférica existen simultáneamente. Cuando se produce un viento resultante del equilibrio entre la fuerza de Coriolis y del gradiente horizontal de la presión atmosférica, a éste se lo llama viento geostrófico. Cuando el equilibro se produce entre fuerza de Coriolis, el gradiente de la presión y la fuerza centrípeta, se llama viento del gradiente. Los sistemas ciclónicos o depresiones son zonas donde hay presiones bajas. Los ciclones, en su acepción como tormenta, son justamente puntos donde hay una muy baja presión atmosférica en la parte inferior, y una muy alta presión en la parte superior. Por el contrario, un sistema anticiclónico es una zona donde existen altas presiones atmosféricas. El hecho de que la fuerza de Coriolis es cero en el ecuador y muy débil cerca, explica por qué los ciclones tropicales, como los huracanes y tifones no se forman en el ecuador, aunque hay otros factores, como el agua caliente del océano, que podría provocarlos. Los vientos alisios son vientos que soplan con dirección y velocidad constante relativamente.

277

Figura 6.14 / Flujo de aire de zona de alta presión a zona de menor presión.



Figura 6.15 / Mapa isobárico de Sudamérica. Fuente: NCEP

Circulan desde zonas subtropicales (alrededor de los 30º de latitud sur o norte) hacia el ecuador. El efecto Coriolis hace que se desvíen en dirección noreste en el hemisferio norte y en dirección sureste en el hemisferio sur. Tienen su origen en el movimiento por cambio de presión. Los vientos contralisios son aquellos que hacen el proceso inverso, es decir, se dirigen del ecuador hacia las zonas tórridas, afectados igualmente por el efecto Coriolis. Tienen su origen en el movimiento por cambio de temperatura.

278

Los vientos del oeste o céfiros occidentales son aquellos que se forman en las regiones subtropicales y se dirigen hacia el norte hasta aproximadamente los 50 o 60 grados de latitud. Son producidos por el contraste de temperatura entre el ecuador y los polos. El aire caliente que está a una presión más alta tiende a moverse

hacia los polos. Sin embargo, la fuerza de Coriolis cambia la dirección del flujo. Cuando se alcanza el equilibrio entre ambas fuerzas, se produce el viento con una importante componente hacia el oeste. Los vientos de levante polar, vientos del este polar o vientos del frente polar, son aquellos que se forman entre los 60 y 90 grados de latitud, o sea hasta llegar a los polos terrestres. Éstos se originan en las regiones más frías de los polos a una alta presión, dirigiéndose hacia las zonas donde terminan los vientos del oeste, a menor presión. Una vez más el efecto Coriolis provoca que los aires polares con rumbo a latitudes más bajas giren. Ya que se originan en la dirección este se conocen como vientos del este. La figura 6.16 muestra los principales vientos globales. Finalmente se deben explicar las corrientes en chorro o jet stream. Éstas consisten en una

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fuerte y estrecha corriente de aire concentrada a lo largo de un eje casi horizontal en la alta troposfera o en la estratosfera, caracterizada por una fuerte cizalladura vertical y horizontal del viento. Se producen principalmente en la tropopausa. Se localizan en la región polar y subtropical. Algunas aeronaves aprovechan estas corrientes (con velocidades de aprox. 120 km/h) para volar más rápido. El flujo atmosférico terrestre en zonas cerradas descrito recientemente se resume definiendo tres celdas o regiones (Figura 6.17):

• La celda Polar.- es la zona de circulación entre la zona subtropical y la polar.

• La celda de Hadley.- es la zona de circulación entre la zona ecuatorial y tropical.

En las zonas de valles y montañas también se producen efectos locales, produciéndose constantes transferencias térmicas del aire entre la zona de valle y la zona de cumbre según sea la noche o el día, y por ello flujos de masas de aire.

• La celda de Ferrel.- es la zona de circulación entre la zona tropical y subtropical.

A escala más pequeña, son notorias por ejemplo en las zonas costeras, las brisas marinas, que se forman cuando durante el día el aire se calienta sobre el mar y asciende sobre la tierra que está más fría. A la inversa, durante la noche se produce un enfriamiento más rápido de la tierra, y una brisa terrestre desciende sobre el mar, es decir el aire frío recorre la pendiente descendente hacia el mar.


279 Figura 6.16 / Vientos globales y celdas atmosféricas. ZCIT = zona de convergencia intertropical. A = zona de alta presión. B = zona de baja presión. Fuente: Prentice Hall Inc.


Figura 6.17 / Celdas atmosféricas. Fuente: National Weather Service (EE.UU.)

Los vientos anabáticos son los vientos húmedos y cálidos que ascienden en las zonas montañosas por la ladera. Los vientos catabáticos, en sentido contrario, son los vientos frescos y secos que descienden de la montaña.

ideal (uniforme, incomprensible, flujo no viscoso, irrotacional) produce una constante. En otras palabras, si reducimos la sección por donde pasa el fluido la velocidad de éste aumentará.

Dentro los fenómenos que se producen a macro-escala y micro-escala están los efectos colina y los efectos túnel. Ambos son consecuencia de aplicar el principio de conservación al flujo de aire. Recordando la ecuación de continuidad:

La ecuación de Bernoulli [Daniel Bernoulli, Holanda (1700-1782)], que no es otra cosa que aplicar el principio de conservación de la energía mecánica a fluidos, nos dice que si la velocidad de un fluido aumenta a medida que avanza a lo largo de una línea de flujo horizontal, la presión del fluido disminuirá:

Vemos que la relación entre la velocidad y el área de la sección de un tubo de flujo imaginario (Figura 6.18) por la que circula un fluido

280

Figura 6.18 / Tubo imaginario de flujo para un fluido.

Donde p es la presión del fluido, ρ su densidad, v su velocidad y h su elevación.

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Figura 6.19 / Efecto túnel entre montañas.

El efecto túnel del viento se produce cuando el flujo de aire debe pasar de circular por un espacio abierto a uno más cerrado, usualmente este encajonamiento se produce en barrancos, quebradas, cañones, pasos estrechos o gargantas profundas entre dos montañas. Al reducirse la sección por donde pasa el viento, éste incrementa su velocidad (Figura 6.19). Aunque el efecto túnel es muy común en zonas montañosas, la ubicación de máquinas aerogeneradoras sólo suele hacerse cuando las pendientes que forman el valle son suaves y no escarpadas, lo cual no es muy frecuente. Una pendiente irregular, escabrosa producirá altas turbulencias que pueden significar un bajo rendimiento de la máquina o inclusive su daño mecánico. Cuando el flujo de aire se acelera al pasar sobre un montículo o colina se le conoce como efecto colina. Las líneas de flujo se comprimen al transitar por encima de la cumbre produciéndose una mayor velocidad del viento. Es muy habitual que las máquinas aerogeneradoras se ubiquen en las colinas. Nuevamente la situación de las pendientes y la regularidad de

ellas alrededor del punto de cumbre influirán en la calidad de ese viento acelerado. Riscos y peñascos escarpados, pendientes muy pronunciadas, terrenos con múltiples obstáculos como edificaciones, arboledas, sembríos, etcétera, pueden producir turbulencias indeseadas. Obsérvese en la figura 6.20 la diferencia entre las líneas de flujo que pasan sobre una colina suave y una colina con pendientes pronunciadas. De la mecánica de fluidos se sabe que existe el efecto Coandă [Henry M. Coandă, Rumanía (1886-1972)], el cual consiste en que un flujo laminar tiende a seguir el contorno de la superficie sobre la que incide, dependiendo esencialmente de la viscosidad del fluido. La capa límite es una capa de cortadura con flujo no uniforme retardado producida por el contacto del fluido con un cuerpo sólido; o sea, es el cambio de velocidad y dirección del fluido al chocar con la superficie de un cuerpo. La rugosidad de la superficie es fundamental en el comportamiento de la capa límite, pudiendo continuar la forma laminar o producirse un flujo turbulento. Un cuerpo romo o de geometría obtusa, por ejemplo, producirá flujos turbulentos.

281


Figura 6.20 / Flujo laminar (arriba) y flujo turbulento (abajo) en una colina de diferentes pendientes.

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La zona turbulenta donde se producen vórtices o torbellinos se llama estela. Las estelas producen pérdida de presión en el fluido entre otros efectos. En ocasiones turbulentas el fluido puede perder su capacidad de reincorporarse a la velocidad y dirección del flujo que tenía antes del obstáculo. En estos casos se dice que hay una separación de flujo o de la capa límite. La separación se debe a una pérdida excesiva de cantidad de movimiento del fluido de la capa límite cerca de la pared del cuerpo, cuando el fluido debe moverse aguas abajo con un gradiente adverso de presión dp/dx>0. Si la presión decrece, dp/dx < 0, se dice que hay un gradiente favorable, en el cual no se produce nunca la separación de flujo. Este comportamiento fue descubierto por el investigador alemán Ludwig Prandtl (1875-1953) a principios del siglo veinte. Prandtl hizo su presentación con tan sólo 29 años de su teoría en un congreso de matemáticos en agosto de 1904, en Heidelberg, cuna de la universidad más antigua de Alemania (1386). Sin su aporte, las mejoras tecnológi-

cas del mundo de hoy en aeronáutica, turbinas hidráulicas, automovilismo y fluido-dinámica en general no serían posibles. Matemáticamente la cantidad de movimiento sobre la pared del cuerpo puede escribirse como:

Donde u es la velocidad, magnitud vectorial en función de (x,y), variables de posición, U(x) es la corriente exterior, p es la presión y μ es el coeficiente de viscosidad; expresión bidimensional obtenida de las ecuaciones diferenciales de la cantidad de movimiento particularizada en la pared del cuerpo.

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Figura 6.21 / Efecto del gradiente de presión en el perfil de velocidades de una capa límite.

Cuando el gradiente de presión es adverso, la segunda derivada de la velocidad exactamente sobre la pared es positiva, mientras en la parte exterior de la capa debe ser negativa para empalmar suavemente con la corriente exterior. Así, la segunda derivada debe anularse en algún punto intermedio, un punto de inflexión matemáticamente hablando, y el perfil de velocidades en la capa límite con gradiente adverso de presión tendrá una forma típica en S. En la Figura 6.21 puede verse la modificación del punto de inflexión (PI) según varía el gradiente de presión. En el caso a) el gradiente es favorable y el perfil es convexo, sin punto de inflexión y por ello sin separación. Es decir, dU/dx > 0 y dp/dx < 0. En el caso b) el gradiente de presión es nulo, y el punto de inflexión está en la propia pared del cuerpo. No hay separación de flujo. Es decir dU/dx = 0 y dp/dx = 0. En los casos c), d) y e) el gradiente es adverso, el punto de inflexión se ubica en la capa límite a una distancia de la pared que aumenta con la intensidad del gradiente adverso. Para c) el gradiente es débil, dU/dx < 0, dp/dx > 0, y todavía no existe separación pero el flujo es susceptible de pasar a turbulento con bajos números de Reynolds. En el caso d) el gradiente adverso es crítico, dp/dx > 0, la pendiente es nula en la pared es decir el esfuerzo es nulo, y ya se produce una separa-

ción. En el caso e) el gradiente de presión es fuerte, es decir dp/dx >> 0. Se produce un flujo inverso en la pared, y la corriente principal se desprende o separa de la pared, es decir hay una "región desprendida." Una característica del efecto colina, consecuentemente, serán las variaciones en el perfil de velocidad. En una colina con pendientes suaves el perfil vertical de velocidad se verá relativamente ‘mejorado’ desde el interés del aprovechamiento eólico, puesto que a menores alturas se podrá conseguir más altas velocidades. Sin embargo, esta aparente mejoría, a cierta altura de crecimiento se verá anulada pues el flujo se vería de nuevo inmerso en la corriente previa no afectada por la colina. En breves palabras se tendría una reducción de la velocidad. Si siguiéramos creciendo en altitud, nuevamente volveríamos a ver un incremento en la velocidad esta vez debido a un gradiente favorable por la menor incidencia de los obstáculos terrestres y la influencia de las capas atmosféricas superiores. A continuación se presentan algunos ejemplos gráficos: La figura 6.22, caso a), representa claramente a una colina con pendientes suaves. El efecto colina o de aceleración en las cercanías a la superficie es visible sobre la cumbre. El perfil de velocidades tiene forma de S; es decir, se pre-

283


cuchillas. En color gris y línea entrecortada se muestra la zona donde se producen vórtices. Las pendientes de entrada y salida son bastante inclinadas. En el área aguas abajo en relación a la dirección predominante, se puede observar que ya existe una región desprendida ya que el flujo es inverso. Esta zona contendrá torbellinos independientes del flujo previo a la interacción de la arista con el viento.

Figura 6.22 / Perfil de velocidad y efecto colina en pendientes suaves.

senta una inversión en la velocidad -una deceleración- a cierta altura, una vez que ha pasado el efecto colina. Luego se vuelve al perfil esperado en el que la velocidad aumenta según se incrementa la altitud.

Figura 6.24 / Perfil de velocidad y efecto colina en pendientes escarpadas y mesetas anchas.

Figura 6.23 / Perfil de velocidad y efecto colina en pendientes escarpadas.

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La Figura 6.23, caso b), representa un cerro de forma puntiaguda o puntosa, típica de zonas montañosas con aristas, es decir crestas finas, escarpadas, también conocidas como

La Figura 6.24, caso c), muestra una cumbre montañosa en forma de meseta angosta. Las pendientes de entrada y salida son igualmente elevadas. Como es de esperar, tanto en la parte inicial, en sentido de la dirección predominante del viento, como en la parte posterior se producen torbellinos y desprendimiento de flujo. Asimismo en la parte inicial de la meseta también se presenta flujo inverso y separación de flujo; sin embargo, a cierta distancia el flujo tiene opción de recuperarse ya que se pierde el efecto turbulento. Esta circunstancia es importante en el análisis de emplazamientos eólicos, ya que si las condiciones orográficas lo permiten, es posible evitar o reducir el efecto de la turbulencia. Nótese que la altura de la máquina también será factor fundamental en la incidencia de los flujos turbulentos. La Figura

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Figura 6.25 / Efecto estela de un aerogenerador. Parte C. Fuente: Dpto. Física. U. de Córdoba.

6.25 resume las diferentes maneras (la primera idealizada) en que el flujo de aire podría llegar a una turbina.

rumbos. La rosa de dirección correspondiente con valores de frecuencia es la presentada en la Figura 6.26.

Por todo lo explicado, en análisis eólicos es conveniente realizar una inspección de la rugosidad del terreno en varias direcciones alrededor de un punto de interés específico, para determinar los posibles comportamientos del viento a través de la rosa de rugosidad y del perfil vertical de velocidad de viento. Enseguida se muestra un ejemplo de un sitio eólico en donde se ha realizado perfiles longitudinales del terreno dividiendo la rosa de vientos en 12

La dirección predominante en el ejemplo es la oeste-noroeste, seguida por la dirección sur-sureste. En un análisis eólico del tipo de terreno circundante se escoge la distancia al punto de referencia según criterios de topografía, intensidad de viento, frecuencia o recurrencia. El examen es conveniente realizarlo por pares de dirección, siendo por supuesto entre dos direcciones opuestas, y señalándose la dirección de prevalencia entre las dos. Finalmente, se com-

285

Figura 6.26 / Ejemplo de predominancia de dirección en un sitio eólico.


286

Figura 6.27 / Perfiles longitudinales de terreno por pares de rumbo.

VI



Tabla 6.5 / Cizallamientos calculados para las direcciones de la Figura 6.27 N

NNE

ENE

E

ESE

SSE

S

SSO

OSO

O

ONO

NNO

0,121

0,044

0,068

0,153

0,064

0,122

0,092

---

---

0,019

0,033

0,127

parará entre pares agrupados en función de la recurrencia, velocidad y aporte energético, a fin de encontrar métodos para ubicar mejor las torres meteorológicas o torres de aerogeneradores, para reducir o evitar la turbulencia (Figura 6.27). Una revisión rápida a los distintos perfiles nos dejará como primera impresión que es posible encontrar problemas de turbulencia en la dirección Oeste-noroeste ya que hay un acantilado a aprox. unos 80 m previos al sitio de interés. Asimismo en apariencia la dirección ENE debería producir un bajo valor de cizallamiento al avizorarse que hay una pendiente suave y regular de unos 400 m aprox. antes del sitio. Los cizallamientos calculados para estas direcciones son presentados en la Tabla 6.5. Las direcciones SSO y OSO carecen de cifras por insuficiencia de recurrencia de datos para llegar a valores confiables. A pesar de la estimación subjetiva inicial, los cálculos (basados en valores reales de mediciones) indican que el rumbo con mayor rugosidad, respecto al sitio de estudio, es el Este, seguido por el Nornoroeste (NNO), Sursureste (SSE) y Norte. La dirección Oeste por otro lado, seguida por la Oeste-Noroeste (ONO) y Estesudeste (ESE), son las direcciones con menor cizallamiento, en otras palabras con menor efecto de turbulencia. Contrario a lo que se podía pensar en inicio, la dirección ONO resultó estar entre las de mejor resultado. Esto destaca la necesidad de efectuar mediciones en los sitios de interés y no sólo confiar en apreciaciones de carácter subjetivo, las cuales pueden ser aceptables si se

desea una primera aproximación previa a una campaña de medición. La interacción entre suelo y viento puede ser muy compleja, sujeta a cambios por pequeños detalles orográficos, y dependiente de la fuerza del viento. Así, por ejemplo, el hecho de que el cizallamiento no sea tan alto en la dirección ONO puede deberse a una alta velocidad de viento en esa dirección en conjunto con una distancia relativa a la quebrada, permiten que se soslaye el accidente geográfico en esa dirección. Para pequeñas aplicaciones eólicas, como electrificación rural, la visualización de probables problemas de turbulencia es crucial ya que las máquinas suelen ubicarse usualmente muy cercanas a la aplicación. La Figura 6.28 muestran las turbulencias que podría provocar una pequeña vivienda frente al viento. Una regla general de aplicación sencilla indica ciertas distancias horizontales y verticales mínimas a cumplir respecto de los obstáculos principales en relación a la dirección predominante del flujo de viento para evitar los efectos negativos de la turbulencia sobre aerogeneradores. Para máquinas pequeñas (diámetro entre 5 y 6 m) es recomendable colocar el aerogenerador en torres de al menos 12 m de altura. También se aconseja que la pala en su parte inferior esté al menos 5 m por encima del obstáculo cuando está a pequeña altura y se halle cercano a la turbina. Si la altura del obstáculo es comparable o ligeramente mayor a la de la turbina, pero la turbina se puede colocar distante, se recomienda al menos 100 m de distancia (Figura 6.29).

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Figura 6.28 / Turbulencia producida por una pequeña vivienda.

Figura 6.29 / Guía para ubicación de pequeños aerogeneradores en relación a obstáculos. Parte A. Fuente: Small Scale Wind Systems (Khennas, Dunnett, Piggott, 2003)

Otra pauta -de mejor concepción- puede observarse en la figura 6.30. Si no se dispusiesen de métodos más técnicos, una forma sencilla de ver la altura de la influencia de la turbulencia es volar una cometa a la cual se aten varios listones a intervalos regulares, a fin de verificar visualmente la zona de disturbio y la zona de flujo suave. Estas recomendaciones son válidas para aplicaciones de pequeña escala

donde usualmente se coloca una sola máquina de pequeña potencia y diámetro de rotor. En arreglos de dos o más máquinas, con grandes potencias, alturas y diámetros de máquina, es obligatorio realizar un estudio de turbulencia, el cual es un proceso físico y matemático complejo; usualmente apoyado en poderosos programas informáticos de cálculo.

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Figura 6.30 / Guía para ubicación de pequeños aerogeneradores en relación a obstáculos. Parte B. Fuente: Wind Power, Paul Gipe, 2004.

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La turbulencia no es producida únicamente por los obstáculos que produce el viento. Es lógico suponer que una turbina eólica se convierte en sí misma en un elemento perturbador del flujo del aire. Se conoce como efecto estela al flujo de viento turbulento producido por un aerogenerador. La Figura 6.31 ilustra este fenómeno.

na aguas abajo. La Figura 6.32 ejemplifica este concepto. Podemos resumir que el viento tiene su origen tanto en fenómenos a escala astronómica como a escala local. Existen vientos globales de macro escala y vientos superficiales de meso y micro escala. El estudio de ambos casos es de interés en los proyectos eólicos, aunque lógicamente los de efecto localizado son los predominantes. La escala del proyecto también influirá mucho en el nivel de entendimiento que cada uno amerite.

6.4 / Energía del viento

Figura 6.31 / Efecto estela de un aerogenerador. Parte A. Fuente: Danish Wind Industry Association, 2003.

Esta estela puede llegar a afectar a otro aerogenerador ubicado aguas abajo del primer aerogenerador en la dirección predominante del viento. Dependiendo de la magnitud de esta turbulencia, el efecto puede producir pérdidas de energía, además de originar perjuicios mecánicos que reducen la vida útil de la máqui-

Intuitivamente se puede decir, por lo estudiado hasta aquí, que la energía que contiene el viento depende no sólo de su velocidad sino de su densidad. Ahora queda por resolver cómo calcular esta magnitud física incluyendo estas dos variables. La energía cinética del viento puede expresarse como Ec=1/2 mV2; con m la masa del aire y V su velocidad. Por otro lado, sabemos que el flujo másico o caudal másico está dado por la relación m = m/t = ρAV; en donde ρ es la densidad del aire, A el área de una sección transversal al flujo del aire y t el tiempo. Si la energía cinética la expresamos en forma de potencia,

289

Figura 6.32 / Efecto estela de un aerogenerador. Parte B. Fuente: C. Méndez, F. González, E. Gavorskis, O. Ravelo.


es decir P = Ec / t, podemos combinar las dos ecuaciones anteriores para obtener la potencia del viento para una sección dada cualquiera como:

mente antes del disco a pb y decae hasta painmediatamente después. La presión del flujo de entrada y salida son iguales, una vez pasado el disco el flujo tiende a recuperarse, una vez superada la estela. Para mantener la turbina quieta mientras se extrae la energía del viento debe actuar una fuerza F dirigida hacia la izquierda sobre su soporte.

Utilicemos ahora la siguiente analogía de un tubo de corriente propuesta por el científico alemán Albert Betz (1885-1968) en 1920, a través de su obra “Utilización máxima teórica posible del viento en aerogeneradores” (en lengua original ‘Das Maximum der theoretisch möglichen Ausnutzung des Windes durch Windmotoren’).

Si se aplica la ecuación cantidad de movimiento horizontal entre las secciones 1 y 2:

En la Figura 6.33, supóngase que el flujo de viento16, representado por el tubo de corriente, proviene desde la izquierda y que la turbina se representa mediante un disco imaginario que produce un salto de presiones a través del plano de la turbina. El disco tiene un área A y la velocidad del viento es V. El flujo viento tiene una velocidad de entrada V1 y una velocidad de salida V2. La presión sube hasta inmediata-

290

Figura 6.33 / Tubo de corriente de Betz.

16 Demostración tomada y adaptada del texto ‘Mecánica de Fluidos’, Frank M. White, McGraw Hill, 2003

Donde m es el flujo másico o gasto másico del aire (la variación de masa por unidad de tiempo). Si se aplica el mismo concepto para un volumen de control justo antes y después del disco se obtiene:

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Igualando las dos ecuaciones:

Aplicando la ecuación de Bernoulli entre los puntos de entrada (1) e inicio del disco (b), y entre el punto de salida del disco (a) y la salida del tubo (2) se tiene:

La resolución simultánea de estas ecuaciones, aplicando el producto de dos binomios conjugados y sabiendo que la definición de flujo másico es:

Para facilitar el análisis posterior se hace un cambio de variable definiendo b=V2/V1, de tal manera que se elimina la variable V2 (a b se le llama también coeficiente de velocidad inducida o parámetro de interferencia); lo que deja la ecuación anterior en la forma:

Si aplicamos a esta ecuación el teorema de la primera derivada para hallar los extremos relativos, podremos obtener el valor máximo de potencia teórico. Aplicando la derivada con respecto a la variable b, considerando el área un valor contante e igualando a cero:

Nos produce:

Resolviendo en conjunto la ecuación de la fuerza en la turbina, F, descrita antes y esta ecuación de la velocidad en la turbina (promedio de la velocidad de entrada y salida), se puede hallar la potencia extraída en el disco ideal (turbina):

La fórmula cuadrática para resolver la ecuación de segundo grado nos da dos valores para b: -1 y 1/3. El valor físico procedente es b = 1/3; por tanto la relación entre V1 y V2 queda como:

Reemplazando este valor en la ecuación previa de la potencia, resolviendo para V1 se obtiene que la máxima potencia se da cuando:

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Hasta ahora se ha supuesto que el flujo era ideal y que la turbina es ideal; sin embargo, en realidad esto no es así. En el caso de la turbina el rozamiento entre ésta y el viento hará que existan pérdidas. También es intuitivo pensar que cuando el aire pasa a través de una turbina, éste sigue teniendo movimiento, una velocidad, aunque menor a la inicial. Si la máquina tomara toda la energía del aire, el aire aguas abajo de la máquina tendría velocidad cero. A partir de este hecho (el que existirán pérdidas por fricción en el disco o turbina) se define un rendimiento del rotor: el coeficiente de potencia, que consiste en la relación entre la potencia de la turbina y la potencia disponible del viento:

Obsérvese que a la generalización inicial de la potencia del viento simplemente se le ha aplicado la referencia de posición en el punto inicial 1. Usando dentro de esta fórmula la potencia máxima que acabamos de ver, obtendremos el máximo coeficiente de potencia teórico:

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Este valor sería el límite máximo teórico de energía del viento que se podría obtener a través de una turbina eólica. Este límite se conoce como número o límite de Betz. Esta eficiencia se atiene solamente al rendimiento mecánico de la turbina. Téngase en cuenta que habrá otros rendimientos posteriores que analizar: rendimiento de la hélice, del multiplicador de velocidades, del generador o alternador eléctrico, del transformador eléctrico, de la conducción eléctrica, entre los principales. Usualmente el rendimiento global del sistema suele ser inferior al 48 % (Figura 6.34).

Figura 6.34 / Curva Cp versus coeficiente b. Se observa el valor máximo de Betz.

Existen diversos trabajos de varios autores que sostienen que es posible superar el límite de Betz, sugiriendo nuevos apreciaciones físicas y/o consideraciones matemáticas.17 En el mundo técnico y comercial existe un coeficiente que es de mayor utilidad a la hora de definir las prestaciones de una turbina eólica. Este valor se conoce como coeficiente de empuje, y es un parámetro que indica las características de la estela que el aerogenerador produce. El coeficiente de empuje, denominado CT, determina la capacidad de dispersión cuando el viento atraviesa la turbina. A mayor velocidad del viento, la estela producida aguas abajo tiene menor dispersión. A menor velocidad para la turbina es más fácil dispersar una estela. A menor dispersión es más fácil para el flujo de aire recuperar la dirección y velocidad. Ma-

17

Textos para consulta: • Is the Albert Betz Law Stating the Maximum Wind Turbine Efficiency of 16/27’s Accurate?, Robert W. Bass, 2007 • Aerodynamics of V/STOL Flight, Barnes W. Mc Cormick, 1999 • Beating Betz – Energy Extraction Limits in a Uniform Flow Field, P. Jamieson • On the Possibility to Overcome Betz Limit in Wind Power Extraction, Horia Nica, 2011

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temáticamente la expresión para el coeficiente de empuje es la siguiente:

Si queremos expresar la ecuación de potencia del viento en función de la energía tendremos que aumentar al tiempo como variable. Obtendremos así la ecuación clásica de la energía eólica:

Donde V es la velocidad en el buje de la turbina y F la fuerza de empuje:

Por lo que el coeficiente de empuje en función del coeficiente de velocidad inducida queda:

Fácilmente se puede deducir que cuando b = ½, CT alcanza un valor máximo de 1. Valores b cercanos a ½ harían que V2 sea próxima a cero y el área A2 muy grande, lo cual es poco probable lograr con un sistema real. Incluso si b fuera menor a ½ la velocidad V2 se volvería negativa, algo en realidad no es posible con una turbina. La figura 6.35 muestra diferentes valores de CT para aerogeneradores comerciales.

Si esta misma ecuación la ponemos con el término del área de barrido desarrollado, es decir en función de un diámetro D, tendremos:

La conclusión más importante que podemos obtener de esta fórmula es que la energía del viento en cualquier sitio de interés depende de la densidad del aire, del área de barrido de las aspas, por supuesto de la velocidad del viento, del diseño de la turbina y también de la cantiVer gráfico a color / pag. 422

293 Figura 6.35 / Coeficientes de empuje para diferentes modelos de aerogeneradores. En el eje x se encuentran valores de velocidad de viento y en el eje y valores de CT. Fuente: Fuhrlander.


dad de horas que se produce viento. En otras palabras, un buen sitio eólico será aquel que tenga características climáticas de alta humedad, esté lo más cerca posible al nivel del mar, de bajas temperaturas promedio, con alta velocidad y duración del viento. En cuanto a la turbina, mientras mayor sea el área de captación (área de barrido), y mientras mejor sea el diseño aerodinámico de la máquina (alto coeficiente de potencia), la turbina proporcionará más energía. Es claro que el ser humano sólo puede amoldarse a las condiciones climáticas de un sitio, ya que muy difícilmente puede controlar factores climáticos u orográficos. El viento se producirá donde la Naturaleza disponga. Sin embargo, la descripción anterior sirve como una guía de búsqueda de lugares propicios. Las grandes dimensiones de las palas o aspas de los aerogeneradores se explican en la fórmula anterior, lo que obliga a un lógico incremento en la altura de la torre (Véase figura 6.36). Nótese que la búsqueda de grandes alturas de torres no está ligada exclusivamente al diámetro de las palas sino también a evitar los efectos de turbulencia y obstáculos del suelo.

Otra conclusión a destacar es la gran sensibilidad de la energía a la velocidad. Si la densidad del aire, o el área de barrido, o la duración en tiempo del viento de un sitio eólico se incrementa en 10 %, la energía a obtener también se incrementará en el mismo 10 %. Sin embargo, si la velocidad del viento se incrementara un 10 %, la energía se incrementará un 33,10 %. Si la velocidad del viento se duplica, la energía se multiplica por un factor de ocho. Este análisis también demuestra que a más de procurar realizar mediciones de gran fiabilidad de temperatura, humedad relativa, presión atmosférica, dirección del viento, e inclinación del flujo, es necesaria una mayor confiabilidad en la medición de la velocidad del viento. Un error del 5% en la medida de la velocidad, puede repercutir en un error del 16% aprox. en la cuantificación de energía, sea en sentido hacia el alza o hacia la disminución, según el sentido del error. Una equivocación de este tipo puede representar la incorrecta aceptación de un proyecto (o por el contrario su rechazo), normalmente valorada en función de su rentabilidad, la cual se fundamenta a su vez en la producción anual de energía.

6.5 / Identificación de sitios eólicos No existe una regla infalible para encontrar sitios eólicos pues como se ha explicado son demasiadas las variables globales y sobre todo locales que influyen en el comportamiento del viento. Existen, sin embargo, varias fuentes o ayudas a las cuales recurrir. Enumeraremos algunas: • Mapas eólicos • Mapas isobaras • Indicadores biológicos • Configuración orográfica • Experiencia de pobladores • Campañas de medición

294 Figura 6.36 / Incremento de la potencia en una turbina en función del incremento en altura de latorre.

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Los mapas eólicos son una herramienta muy útil como una guía general para saber si ciertas regiones pueden tener o no potencial. Tanto las velocidades como direcciones predominantes de viento que se publican son simplemente indicios o referencias. Los mapas eólicos, además, suelen realizarse para alturas distintas a las que se requiere para una aplicación de generación, siendo su retícula o rejilla usualmente de resolución de varios cientos de metros o kilómetros. También debe tenerse mucho cuidado en la forma de obtención del mapa. Algunos utilizan datos históricos de estaciones meteorológicas en conjunto con observaciones satelitales para obtener las interpretaciones.

Muchos lugares del mundo carecen de estaciones meteorológicas con mediciones confiables de parámetros eólicos (instrumentación de calibración dudosa o series incompletas), las tienen en número escaso (baja cobertura territorial) o simplemente no las tienen. Los efectos orográficos también son de muy difícil análisis y lógicamente las modelaciones matemáticas para terrenos complejos serán más complicadas de realizar que en zonas de topografía regular, aumentando el índice de incertidumbre. El mapa eólico del Ecuador (Figura 6.37), por ejemplo, ha sido desarrollado usando el modelo MASS (Mesoscale Atmospheric Simulation Ver gráfico a color / pag. 422

295 Figura 6.37 / Atlas eólico (a 80 m) con las provincias más relevantes del Ecuador en cuanto a potencial eólico. Fuente: MEER.


System), que es del tipo mesoescala, estadístico. El atlas eólico del Ecuador fue producido a 30, 50 y 80 m de altura. Las estimaciones indicadas por los gestores del trabajo indican un potencial bruto de 1.670 MW. Siendo Loja y Azuay las provincias con mayor proyección. Los mapas isobaras ya fueron explicados anteriormente tanto en su obtención como en su interpretación. Estos mapas normalmente poseen resoluciones o escalas muy grandes, a nivel global o regional, incluso superiores a los atlas eólicos especializados, que hacen poco práctica su utilización en proyectos de pequeña, mediana o incluso gran escala. Su producción y obtención también es difícil, estando relegado su uso a prácticamente los círculos meteorológicos. Los indicadores biológicos son análisis subjetivos que se realizan a la morfología de la vegetación en un lugar. Esta vegetación comúnmente son árboles, arbustos o vegetación de altura representativa, a los cuales la influencia del viento ha producido una deformidad en su crecimiento, creando desproporciones entre ramas, tallos y hojas, además de inclinación sobre el tronco. De acuerdo al trabajo publicado por el pionero eólico Palmer Coslett Putnam (1900-1984), que recoge a su vez aportes del botánico Robert Fiske Griggs (1881-1962), se definen 8 tipos de deformidad, en orden ascendente, al efecto del viento (Figuras 6.38 y 6.39):

Tipo 0: Sin deformidad alguna. El viento no ha influenciado en el crecimiento. Tipo I: Efecto peinado. La copa del árbol aparece ligeramente asimétrica. Hojas y ramas pequeñas alineadas según dirección del viento.

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Tipo II: Ligeramente abanderado. La copa del árbol tiene una notable asimetría. Ramas pequeñas y extremos de ramas grandes se doblan con el viento. Copa del árbol moderadamente asimétrica.

Figura 6.38 / Indice de deformidad Putnam-Griggs. Vista superior y vista lateral. Fuente: Putnam (1948).

Tipo III: Moderadamente abanderado. Las ramas grandes ya se doblan en la dirección del viento, igual los laterales de la copa. Fuerte asimetría. Tipo IV: Fuertemente abanderado. Comienza a descubrirse un lado del árbol (a barlovento). Se forma una figura de bandera. Tipo V: Parcialmente inclinado. El tronco del árbol está parcialmente inclinado. Copa del árbol y ramas principales curvadas acercándose hacia el suelo. Tipo VI: Completamente inclinado. El árbol está casi paralelo al suelo dentro de los límites de estabilidad. Tipo VII: Efecto alfombra. El árbol está severamente torcido, con ramas ralas, asemejando un arbusto.

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Figura 6.39 / Índice de deformidad Putnam-Griggs y rango de velocidad de viento asociado.

Para árboles de copa esférica (como el eucalipto), la deformación puede calcularse mediante la expresión (Wade, Hewson, 1979):

Pino

Eucalipto

Ciprés Donde A es la distancia media del perímetro de la copa del lado de sotavento, B es la distancia media del perímetro de la copa del lado de barlovento y C es el ángulo medio del perímetro de la copa y el fuste, a sotavento. En el caso de coníferas (pino, ciprés, casuarina) de copa puntiaguda, cónica, la expresión se convierte en algo similar:

Casuarina

Donde V es la velocidad promedio anual de viento a 10 m sobre el nivel del suelo. Para una mejor visualización de las expresiones anteriores se presenta la Figura 6.40.

Donde α es el ángulo formado por el borde de la copa y el fuste del lado de sotavento, β es el ángulo formado por el borde de la copa y el fuste del lado de barlovento y γ es el ángulo promedio de la desviación del fuste hasta el borde de la copa. Con el índice de deformación es posible hallar una relación (usualmente empírica) entre especies arbóreas y velocidad de viento. Los trabajos de Ponce y colegas, por ejemplo, determinan algunas relaciones útiles para ciertas variedades, en una investigación con especies de Chubut, Argentina:

297 Figura 6.40 / Parámetros para cálculo de índice de deformación.


Esta forma de identificar sitios eólicos debe ser tomada con precaución, puesto que en lugares donde el viento es fuerte pero no tiene una dirección claramente predominante este efecto deformante del crecimiento puede verse muy disminuido, o incluso cancelado. Se reproduce además una recomendación expuesta por Poncey Roberts (1996): “no debe tenerse en cuenta la vegetación cercana al mar debido a que el daño de la sal en áreas costeras puede, por un lado, reforzar el grado de deformación y por el otro, producir un valor erróneo de la inclinación del árbol como consecuencia del rechazo al salitre. Los árboles costeros deformados por el viento pueden ser comparados unos con otros, pero no deben ser comparados con árboles con deformación eólica de localidades no costeras.” Se insiste en el concepto de que este método es orientativo y no puede reemplazar jamás a una medición efectiva.

La configuración orográfica es la identificación del efecto colina, efecto túnel, la ubicación de collados en lindes de valles con transición térmica, puntas peninsulares, entre otras características tal como se ha explicado anteriormente. Un analista con experiencia se ayudará, junto con otras herramientas, de su capacidad de interpretar las características del terreno para ubicar los mejores sitios eólicos. La experiencia de los pobladores, por otro lado, es recurrir al diálogo con habitantes de la zona como una buena guía inicial. Quién más que un residente de la zona en estudio para indicarnos las características climáticas del lugar. Si bien es cierto que muchos pobladores no suelen tener conocimientos técnicos sobre velocidad o dirección del viento, ellos pueden ayudar con indicaciones valiosas que el analista puede usar en su prospección. Algunas veces las personas se equivocan con la intensidad del viento (lo que a ellos puede parecerles un viento muy fuerte, puede realmente no serlo) o con la recurrencia de éste (la frecuencia es a veces mucho menor de lo que se presume); por eso queda en el experto el tomar con las precauciones debidas a la información recibida. Definitivamente las mediciones eólicas es el factor clave en la determinación de la conveniencia del aprovechamiento de un sitio eólico. Ya que una medición puntual en el tiempo no nos serviría para nada, realmente se habla de campañas de medición. Al igual que en el diseño de centrales hidroeléctricas es conveniente estudiar al recurso agua con la mayor cantidad posible de datos históricos de caudales hídricos de la cuenca, en el análisis eólico será preferible y deseable poseer la mayor cantidad de datos de medición del viento.

298 Figura 6.41 / Ejemplo de árbol deformado por acción del viento.

Ya que es frecuente encontrarse con carencia de datos de estaciones meteorológicas cercanas, es usual que el investigador deba realizar sus propias mediciones. Recuérdese que en energía eólica los efectos locales son muy incidentes, sobre todo en terrenos de topografía

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compleja, y estaciones a distancias relativamente no tan grandes pueden tener datos no correlacionados. Enseguida se darán unos consejos para realizar campañas técnicas de medición.

6.5.1 / Sugerencias y normas para la medición de sitios eólicos Tiempo de medición. Es recomendable realizar campañas de medición de al menos un año de duración, puesto que con ello al menos estaremos registrando la variación anual climática producida por la traslación de la Tierra alrededor del sol; pero mientras más tiempo se pueda tener registros mejor será la calidad del análisis. Si la escala del proyecto es de varios MW, por ejemplo una planta de producción comercial, es recomendable al menos 3 o 4 años de medición. Nótese que así como puede haber años hídricos secos o lluviosos, puede haber años ventosos o calmos. El tiempo de medición dependerá de las características del proyecto: orografía, presupuesto, intensidad de viento, tamaño del aerogenerador, altura de la turbina. Proyectos muy peque-

ños, usualmente de presupuesto reducido, pueden no requerir campañas de medición largas, bastando algunas mediciones puntuales que garanticen que el recurso existe con aceptable disponibilidad. Estos proyectos se apoyan normalmente en otras herramientas como los indicadores biológicos o el diálogo con los pobladores de la zona. Las magnitudes medidas suelen registrarse en intervalos de 10 min, aunque también suele usarse (con menos costumbre) intervalos de 15, 30 o 60 min. Prácticamente el intervalo de registro se selecciona de acuerdo a la importancia de la etapa de estudio (prospección, prefactibilidad, factibilidad) y la capacidad de memoria del equipo de registro. Lo más prudente siempre será procurar registros a intervalos de 10 min. La justificación del uso del intervalo 10 min viene dada por el llamado espectro de Van der Hoven. Este análisis se realizó en el Laboratorio Nacional Brookhaven, las oficinas del U.S. Weather Bureau en Oak Ridge y Idaho Falls. Consiste en investigar el espectro de potencia del viento como función de las oscilaciones con frecuencia de variación continua. Para el movimiento vertical del viento la mayor contri-

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Figura 6.42 / Espectro horizontal de velocidad de viento por Van der Hoven.


bución a la varianza total (desviación estándar al cuadrado) está dentro del rango de frecuencias de 10 a 1000 ciclos por hora. En el caso del movimiento horizontal, la varianza dentro de aquel rango es sólo una pequeña parte de la variancia total. Al final, el problema tiene un símil en tratar de hallar el intervalo de muestreo espectral adecuado para la reconstrucción de una función (Figura 6.42). Van der Hoven (con contribuciones previas de H. A. Panofsky) demostró que existe una gran cantidad de energía de Foucault en el rango de frecuencia entre 0,01 y 100 ciclos/hora, distribuidos entre dos picos (a periodos de 4 días y 1 minuto). El primer pico se debe a las fluctuaciones de viento por sistemas de presión migratorias de macroescala. El segundo se origina en el rango micrometeorológico siendo un tipo de turbulencia convectiva y mecánica. Así se verifica que habría fluctuaciones de tipo estacionales y otras horarias. Entre estos dos picos existe una separación o salto espectral amplio (llamada también ventana o valle espectral) centrado entre las frecuencias 1 y 10 ciclos/hora aprox. Si se define el valor medio para la velocidad como:

Donde x es la coordenada de la dirección media del viento, que en un terreno plano estaría en un plano horizontal; VX es la velocidad instantánea, T es el periodo. Ya que se considera solamente el movimiento horizontal, y al ser VY y VZ perpendiculares entre sí, estas dos coordenadas se consideran cero. La observación de la gráfica de Van der Hoven y la ecuación anterior nos permite extraer las siguientes ideas:

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• El contenido energético del viento entre el periodo 10 minutos y 5 horas es bastante pequeño.

• El valle espectral separa claramente lo que son variaciones turbulentas del viento de lo que son variaciones diarias. • El valor apropiado de T sería 10 min. Con valores T inferiores o iguales a 10 min. las variaciones del viento promedio, para escalas del orden del día, estarían adecuadamente representadas por una curva continua. Con periodos ligeramente mayores a 10 min, se obtendría una curva discontinua en forma de escalera. Esta conclusión por supuesto se ha obtenido para la medición de la velocidad de viento, pero obviamente por lógica consecuencia las demás magnitudes a medir (dirección del viento, temperatura, etcétera) deberán registrarse al mismo intervalo a fin de tener una coherencia.

Lugar de medición. La selección del lugar de medición está ligada a la existencia del recurso eólico, pero también lo está a la factibilidad técnica y económica de la colocación posterior de un aerogenerador. Algunos lugares, a pesar de presentar buena velocidad de viento, tienen alta turbulencia inclusive a alturas representativas. Una orografía muy complicada puede hacer inasequible económicamente (más que técnicamente) la ubicación de un aerogenerador. Dependiendo de la escala del proyecto, a la ubicación de las estaciones de medición se debe considerar factores como la futura ubicación de aerogeneradores, infraestructuras eléctricas, viales, edificaciones, información topográfica, entre otros. En fases iniciales en ocasiones se prefiere colocar la torre de medición en un lugar de fácil instalación, para luego en base a los datos medidos realizar las adecuaciones necesarias al punto de ubicación del aerogenerador. También es usual en proyectos grandes ir relocalizando las estaciones de medición según conveniencia o necesidad. Para que los

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datos sean útiles se requerirá mínimo un año de medición.

Cobertura de medición. Si la rugosidad de la zona de estudio es alta es conveniente colocar varias estaciones de medición con distancias no superiores a 1 km o 2 km entre sí. Si el terreno es plano, con pequeñas colinas de pendiente suave, una baja altura y cantidad obstáculos, la distancia puede aumentarse. Siempre se requerirá un análisis concienzudo de la orografía. En proyectos de pequeña escala, la zona de estudio es relativamente pequeña y con una estación anemométrica puede ser suficiente. En proyectos de gran escala se necesitará del análisis de áreas extensas de varios kilómetros, tanto si el terreno es complejo o no. Lo que suele efectuarse es primero un análisis computacional previo de la región de interés, para luego en base a dicho estudio seleccionar los sitios de mejor prospecto.

Estaciones climáticas cercanas. Como en cualquier análisis científico, mientras más datos se dispongan, mejor calidad de análisis se obtendrá. A veces es posible apoyarse en datos registrados por estaciones meteorológicas cercanas al punto de estudio. Normalmente estas estaciones pertenecen a aeropuertos, son parte de los sistemas de predicción del clima de los organismos meteorológicos nacionales o locales, de instituciones de investigación científica u organismos gubernamentales. Para que el uso de estaciones cercanas sea factible debe apreciarse con cuidado la distancia de la estación de referencia al punto donde se requiere el análisis (mientras más cerca mejor), la altura de medición (en estaciones climáticas o aeroportuarias usualmente se usa 10 m) el intervalo de registro (frecuentemente 60 min.).

Tipo de torre. La altura de la torre o poste de medición, por regla general, debe aproximarse lo más que se pueda a la altura del buje del futuro aerogenerador. En aplicaciones de pequeña escala torres entre 10 y 20 m suelen ser usuales. En aplicaciones de gran escala se utilizan torres entre 40 y 100 m de altura. El tipo de torre también estará muy ligado a la altura. La sustentación de la torre se vuelve de mayor dificultad para alturas grandes. Existen dos tipos fundamentales de torres: de celosía y tubulares (poste). A su vez cada uno de estos tipos puede tener dos formas de sustentación: auto-portantes (con basamento) o arriostradas (atirantadas, venteadas). En general, las torres de celosía son más costosas que las tubulares, y las auto-soportadas más caras que las arriostradas. Por ejemplo, el costo de una torre de 80 m auto-soportada puede oscilar entre 105.000 y 130.000 USD, incluyendo el transporte al sitio de emplazamiento, las fundaciones, la mano de obra de montaje y exceptuando la instrumentación. Una torre de 80 m venteada por su lado puede costar entre 25.000 y 30.000 USD bajo las mismas consideraciones. Como se puede deducir, las torres venteadas suelen ser las más escogidas. La economía del proyecto una vez más juega un papel fundamental en la selección del tipo óptimo de torre. Un proyecto pequeño difícilmente ameritará torres de gran altura o complejidad constructiva. Por otro lado, proyectos de elevadas potencias corrientemente requerirán grandes alturas de torre. También la flexibilidad puede ser un factor influyente. Si se requiriese el traslado de la torre de un sitio a otro, para una torre con basamento esto significaría la realización de una nueva fundación, un componente que es costoso. La reubicación de torres venteadas es una tarea mucho más fácil, y por tanto económica. Las torres meteorológicas auto-soportadas se usan en aplicaciones que se podrían considerar definitivas como en

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parque eólicos o donde una torre venteada no es posible instalar. La principal restricción de una torre venteada es la disponibilidad de espacio. La colocación de los vientos suelen requerir distancias grandes.

res, ha causado la fascinación humana toda su existencia. En la Antigüedad el aire se estudiaba dentro de la rama esotérica de la alquimia. Se representaba mediante un triángulo con un vértice apuntando al cielo y una raya intermedia para distinguirlo del símbolo del fuego (Figura 6.43). Bajo este aspecto mágico se lo asociaba al alma, la libertad, al movimiento eterno.

LIDAR. El Laser Imaging Detection and Ranging es un tipo de aplicación láser que permite medir la velocidad de viento. Su principal ventaja es que evita la instalación de torres o postes de medición, ya que normalmente su forma física es muy compacta y cúbica, lo que le permite ser portable y reubicable. Esto es muy útil en terrenos de alta complejidad orográfica donde el espacio o el costo de instalar una torre puede ser un obstáculo.

Figura 6.43 / Símbolo de la alquimia del aire. Fuente: Speculum Alchemiae, siglo XV, autor anónimo.

Otra ventaja de los equipos basados en tecnología LIDAR es su aceptable precisión y la altitud que se puede alcanzar con las medidas (hasta 300 m), lo que permite obtener perfiles de viento que usualmente no se podrían obtener con torres tradicionales. Su costo suele ser una barrera a la hora de su uso, debiéndose hacer un análisis preliminar que determine su rendimiento adecuado en función de las necesidades del proyecto.

6.6 / Tecnología de la energía eólica 6.6.1 / Historia

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La palabra viento, proviene del latín ventus (en singular, y venti en plural), que en dicho idioma quería significar corriente, ráfaga, vendaval, brisa. El viento ha atraído históricamente la atención del ser humano tanto en aspectos místicos como otros prácticos. La capacidad del viento de ser fluido, incorpóreo, imprevisible, destructor a momentos, apacible otros, con poder para mellar rocas, mover barcos o producir el movimiento de las olas de lagos y ma-

Figura 6.44 / Escultura en terracota del año 18 AD de un dios del viento. Galería Municipal Casa Liebig, Museo de la Escultura Antigua, Frankfurt. Foto: Maicar

En la mitología griega, Aeolus o Eolo, era el dios de los vientos y regidor de Tesalia (norte de Grecia) y las Islas Eolias (mar Tirreno, norte de Sicilia). Sin embargo, no era el único dios de los vientos (ver por ejemplo la Figura 6.44). Con él coexistían otros dioses de los vientos o Anemoi, según las cuatro direcciones cardinales: Céfiro o Zephyrus quien era el dios de los vien-

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tos del oeste; Boreas, de los vientos del norte; Notos del sur y Euros del este. Se relacionaban con las estaciones, así Céfiro se asociaba a la brisa primaveral, Boreas al frío gélido de invierno o Notos a las tormentas de verano. A ellos se sumaba el monstruo marino Tifón que provocaba las tormentas del mar. Los Anemoi tenían su equivalente en la cultura romana en los Venti, así el par latino de Boreas era Aquilón, de Notos era Austro o Auster, el de Céfiro era Favonio, de Euros era Vulturno. Entre las múltiples culturas del mundo que han deificado al viento vale la pena mencionar a la extinta cultura taína del Caribe, de la cual heredamos la palabra huracán, proveniente de Juracán, dios del caos y las tormentas. También es de referir que en la cultura inca el dios de la lluvia y el viento era Con o Kon. En lengua quechua, viento se dice huayra o huaira, y loma de viento huairapungo. Esta cultura realizaba culto a cuatros vientos (www.pueblosoriginarios. com): Huayra Puca (viento colorado), Huayra Muyu (viento circular), Huayra Ritu (viento frío) y Huayra Yana (viento negro). Además de la creación de mitos y leyendas por parte de las distintas culturas a lo largo de la historia, éstas aprendieron a darle usos prácticos al viento en la vida cotidiana: para impulsar naves marinas e incluso algunos carromatos terrestres, en moliendas de granos, bombeo de agua, riego, señales e emblemas comerciales o de guerra, instrumentos sonoros, aireadores de habitáculos, juguetes, entre muchos otros. Así por ejemplo, los primeros molinos de los que se tiene registro datan de la época del imperio Persa, alrededor de 1.000 A.C. y en China cerca del año 1.200 A.C. Se cree que los primeros barcos a vela se utilizaban ya 5.000 A.C. Un ejemplo de este tipo de naves se presenta en la Figura 6.45. La Figura 6.46 muestra un sistema (conocido como Hydraulis) que aprovechaba el viento para su operación. Una de las aplicaciones más conocidas de la fuerza del viento, es la molienda de granos.

Figura 6.45 / Unos de los primeros barcos egipcios a vela (1.400 AC aprox.), mural en la tumba de Menna, Sheij Abd el-Qurna, Egipto.

Figura 6.46 / Organo Hydraulis. Siglo III AC Instrumento atribuido al griego Ctesibio y descrito por Herón de Alejandría. Funcionaba a base de agua y aire. Recreación, tomada del libro ‘Herons von Alexandria, Druckwerke und Auto-matentehather’

Aunque esta forma de trabajo nació en la Antigüedad, no fue hasta la Edad Media que se dio cierto nivel de industrialización y masificación, especialmente en España y Holanda. Son legendarios los molinos de viento recogidos en la literatura por la mano de Cervantes o las clásicas estampas paisajísticas de los Países Bajos. (Figura 6.47). Con el advenimiento de los descubrimientos eléctricos a finales del siglo XVIII y principios del siglo XIX, y sobre todo con la implementación a gran escala de las redes eléctricas surgió la inquietud de utilizar el viento como fuente

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agua hizo posible la expansión colonizadora. El molino de viento europeo, introducido por inmigrantes holandeses y alemanes, era poco práctico porque estaban diseñados para la molienda de granos y requerían mucho cuidado. Daniel Halladay (también Hallady o Halliday), en 1854, construyó un diseño propio en Ellington, Connecticut. Éste consistía en añadirle al molino una cola o veleta para dirigirlo según la cambiante dirección del viento (Figura 6.48). Figura 6.47 / Panorámica de molinos de grano conservados en Holanda. Fuente: www.holland.com

de producción de energía eléctrica, aunque en principio en forma descentralizada y puntual. La fabricación masiva de motores y generadores en corriente alterna y corriente continua dio el impulso final para investigar la aplicación del recurso eólico a la producción energética. Los primeros registros modernos de aplicaciones de energía eólica con fines eléctricos involucran la adaptación de los ya conocidos molinos de viento. Los problemas iniciales consistían en la regulación de velocidad, direccionalidad del viento, turbulencia, regulación de voltaje, protecciones mecánicas y eléctricas, sistemas de transmisiones, aspectos que de varias maneras hoy en día aún siguen siendo retos técnicos a diferente escala.

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Hay que notar que para la época del desarrollo eléctrico, los últimos dos decenios de la segunda mitad del siglo XIX, a escala comercial y masiva, los principales molinos no eran los eólicos, sino los que utilizaban como fuente de energía novedades de la primera y segunda fase de la Revolución Industrial como motores a combustible, sistemas a vapor o inclusive sistemas tradicionales de agua fluyente, por poseer mayor potencia, estabilidad y fiabilidad. El uso de molinos de viento había decaído bastante para el periodo, sobre todo en Europa. Sin embargo, en Estados Unidos se desarrollaron algunos progresos tecnológicos. En Texas, la tierra habitable se reducía a las zonas con abastecimiento de agua constante. La utilización de molinos de viento para bombeo de

El mecanismo impulsor del sistema de bombeo de agua residía en una especie de rueda o círculo con varias tablillas o paletas de madera que nacían del eje central horizontal, que formaban cierto ángulo respecto al viento. Este diseño permitía que para fuertes vientos el mecanismo redujera por sí solo la velocidad, sin necesidad de una vigilancia constante. La transmisión de energía mecánica se realizaba a través de un simple eje y un pequeño volante de inercia a los cuales estaba enclavado el émbolo o barra de aspiración. El sistema en su conjunto era compacto, se montaba sobre una torre de madera de cuatro patas que podía construirse sobre un pozo en un solo día. Las compañías ferroviarias reconocieron inmediatamente en estos molinos de viento a un medio barato de suministro de agua para las máquinas de vapor y una forma de atraer colonos a regiones semi-áridas, en las cuales planeaban colocar raíles. En 1860, Houston Tap y Brazoria Railway compraron los derechos a fabricar y utilizar ‘el molino de viento’ de James Mitchell para las servidumbres de paso desde Houston a Wharton. Para 1873 el molino de viento se había convertido en un importante abastecedor de agua para los ferrocarriles, los pequeños pueblos donde no había sistemas públicos de agua y las pequeñas granjas. Al inicio, muchos de estos primeros molinos fueron artilugios caseros, ineficientes y toscos que sólo funcionaban si el viento pegaba en la dirección correcta. Posteriormente se desarrolló una industria que proveía diseños más confiables y eficientes.

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305 Figura 6.48 / Cartel publicitario de la compañía U.S. Wind Engine & Pump Co. de los molinos de viento autoregulados de madera (arriba-izquierda) y anuncio publicado por la oficina “The Times” en 1854 (arriba-izquierda). Foto del inventor Daniel Halladay (abajo-derecha) y dibujo original de la patente. Ironman Windmill Co., Bibliotecas Universitarias Rutgers de Nueva Jersey.


En 1883 Stuart Perry reemplazó la madera por un diseño en acero. Para 1912, prácticamente los diseños en madera no se vendían. Halladay tuvo su propia compañía: la U.S. Wind Engine & Pump Co., la cual fue muy exitosa, llegando a emplear a cerca de 200 obreros. En cierto momento existieron alrededor de 1.000 fábricas de molinos de viento en los Estados Unidos, aunque muchas eran fábricas pequeñas con diseños deficientes de molinos que a la primera tormenta se rompían. En la época de mayor mercado una fábrica llegó a producir 100.000 unidades al año, llegando a exportar a varias regiones del mundo (Iroman Windmill Co., 2014). Muchos creen que el desarrollo del Oeste de Estados Unidos, o regiones rurales de Argentina, Sudáfrica, Nueva Zelanda se impulsó gracias al molino de viento para bombeo de agua. Una vez que fue consolidándose la tecnología de los motores eléctricos, inmediatamente surgió la inquietud de trasladar su aplicación a los molinos de viento. El primer dispositivo rotativo movido por electromagnetismo fue construido por el inglés Peter Barlow en 1822 (Doppelbauer, 2014). Aunque varios inventores e investigadores alrededor del mundo trabaja-

ron simultáneamente en forma aislada o coordinada a veces en el desarrollo de máquinas rotativas eléctricas, se puede considerar que el primer motor eléctrico rotativo real fue desarrollado en 1834 por el alemán Moritz Jacobi. Entre 1885 y 1889 se vio la aparición del motor trifásico. Con estos antecedentes de desarrollo industrial, a finales del siglo XIX, aproximadamente entre 1888 y 1900, varios experimentos con molinos de viento para generar electricidad tuvieron lugar, especialmente en Estados Unidos y Dinamarca (Sheperd, 2009). Charles Francis Brush (1849-1929) es considerado el padre de los aerogeneradores eólicos modernos. Algunos de sus inventos se aprecian en la Figura 6.49. Fue un empresario, inventor estadounidense que destaca por ser uno de los pioneros en aplicaciones prácticas de la electricidad y por ser uno de los rivales de otro inventor: Thomas Alva Edison (1847-1931). Ambos procedentes del estado de Ohio, símbolo de la pujanza industrial del siglo XX. Brush poseyó su propia compañía eléctrica y fue inventor del alumbrado público (NNDB, Notable Names Database, www.nndb.com). Trabajó varios años

306 Figura 6.49 / Reportaje sobre el molino de Brush en la revista Científico Americano de diciembre de 1890 (izquierda) y Aerogenerador de Charles Brush en su casa de Ohio (derecha). Wind Energy in America, Robert. W. Righter.

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como químico y vendedor de mineral de hierro, aunque dedicaba muchas horas a la investigación del fenómeno eléctrico. En 1879 diseñó una mejora en la creación del arco eléctrico en lámparas (la lámpara de arco), volviendo práctica la producción industrial de las luminarias de alumbrado público. Ese mismo año su compañía fue la primera en suministrar electricidad a una ciudad grande: San Francisco. Cleveland, en 1880, fue la primera ciudad del mundo en contar con alumbrado de calles eléctrico al construir una planta hidroeléctrica (1882) en St. Anthony Falls, cerca de Minneapolis. Para 1886 diseñó un banco de baterías mejorado, y durante el invierno de 1887-1888, desarrolló el primero molino eólico eléctrico funcional. Este primer aerogenerador funcionó desde 1888 hasta 1908 en la casa de Brush, en su mansión de la Av. Euclides de Cleveland, y convirtió asimismo a su vivienda en la primera en autoabastecerse de energía eléctrica. La torre tenía 60 pies (18 m) de hierro forjado, de 40 toneladas se asentaba en un muñón que se extendía 8 pies (2,4 m) en mampostería. La rueda del molino de viento medía 56 pies (17 m) de diámetro, tenía 144 palas y una superficie vélica de 1.800 pies cuadrados (167 m2). La cola medía 60 pies de largo y 20 pies de ancho. Un eje de 20 pies (6 m) dentro de la torre movía poleas y correas, que a pleno rendimiento accionaban una dínamo a 500 rpm. La dínamo se conectaba a 408 baterías en el sótano de Brush. Estas celdas secas prendían 350 lámparas incandescentes, que iban desde 10 hasta 50 candelas, tres motores eléctricos y dos luminarias de arco. Todo el sistema producía 12 kW de corriente continua en su apogeo. El molino de viento al parecer trabajó 20 años, mientras las baterías duraron hasta 1929.

6.6.2 / Aerogeneradores modernos El siguiente paso en el desarrollo de los aerogeneradores modernos lo dio el científico danés Poul La Cour (1846-1908), llamado el ‘Edison danés’. Trabajando como subdirector en el

Instituto Meteorológico danés, en 1878 inventó la rueda fónica (Museo Poul La Cour, www. poullacour.dk), un dispositivo que permitía a los telegrafistas enviar hasta 100 telegramas simultáneamente por el mismo cable. El similar de Edison a la época lograba la transmisión de 4 telegramas. Inventó el cratóstato, un aparato para nivelar mecánicamente elementos de movimiento irregular. Esta invención se convirtió en extremadamente útil cuando más tarde probó diferentes modelos de palas en túneles de viento. El cratóstato también se usó en separadores de crema de industrias lácteas y en turbinas de vapor de buques. Otra invención suya fue ‘la llave La Cour’, un instrumento eléctrico usado para controlar la electricidad de los aerogeneradores. Sus preocupaciones iniciales se centraron en el almacenamiento de la electricidad, pero luego tomó atención a los aerogeneradores cuando utilizaba la electricidad generada para procesos de electrólisis, a fin de producir hidrógeno usado en la iluminación a gas de un colegio de Askov. Fue, además, el inventor de la lámpara de hidrógeno. A partir de sus trabajos con este gas se concibió la soldadura autógena, otra de sus aportaciones. Fue pionero en usar túneles de viento para la experimentación. Sus investigaciones en los desarrollos aerodinámicos ayudaron a la implantación práctica de los aerogeneradores. Fundó en 1905 la Sociedad de Electricistas Eólicos, y fue fundador y editor del Diario de Electricidad Eólica, la primera publicación del mundo sobre energía eólica. La Cour fijó un conjunto de principios para obtener un rendimiento óptimo del rotor de los aerogeneradores (ver por ejemplo la Figura 6.50). Diseñó máquinas que generaban unas pocas decenas de kilovatios. En 1918 había alrededor de 120 empresas de energía danesas usando aerogeneradores, sumando unos 3 MW de potencia instalada. Un 3 % del consumo a la fecha. Tanto los desarrollos de Brush como de La Cour, produjeron un impulso decisivo al desarrollo eólico con fines eléctricos. En apenas 15 años,

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del mercado, a tal punto que su empresa existe hasta el día de hoy. Los hermanos Jacobs vivían en Montana a principios de los años 20 del siglo pasado, y se preocuparon de dotar a su granja con los mayores avances de la época, entre ellos de electricidad. En aquellos tiempos la electrificación rural era casi inexistente y un generador a combustible requería 3 días de viaje en tren para obtener el carburante.

Figura 6.50 / Aerogenerador diseñado por Poul La Cour. Fuente: Historical Background of the Wind Power, Isaac Braña

a finales del siglo XIX, se había pasado de molinos de viento con usos mecánicos a molinos eléctricos. Su uso principal y mayoritario fue para proveer electricidad a pequeños poblados, granjas o viviendas aisladas. El auge de la explotación petrolera coincidió con estos desarrollos, y para inicios del siglo XX el uso de derivados del petróleo se hizo intensivo dejando de lado la investigación y progreso de la energía eólica. Sólo en momentos de crisis energéticas producidas esencialmente por la carestía de combustible fósil, se retomaba el estudio y aplicación de la tecnología eólica. Esta propensión es claramente ejemplificada en Dinamarca durante la Primera y Segunda Guerras Mundiales, donde el corte del suministro petrolero hacía retomar viejas tecnologías alternativas. La crisis petrolera mundial de los años 1970 es otro ejemplo.

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La empresa de Brush devino con el pasar del tiempo en General Electric, luego de la unión/ absorción de algunas compañías, mientras La Cour realmente tenía características más filantrópicas (al igual que Brush), académicas que empresariales. Fueron otros pioneros, los hermanos Marcellus y Joe Jacobs, los que establecieron una verdadera industria dentro

Los hermanos tenían conocimientos sobre aviación y superficies de sustentación, y decidieron colocar una hélice de tres palas en el rotor en lugar de los tradicionales sistemas multipala, a fin de ganar velocidad (Jacobs Wind Electric Co. Inc., www.jacobswind.net). El cambio produjo mejores resultados, reduciéndose la vibración en la torre cuando giraba el rotor. El nuevo diseño de palas a su vez permitió al generador girar a una velocidad suficiente para producir electricidad, pero a la vez introdujo un problema. La zona tenía altas velocidades de viento, y las ráfagas podían destruir a la máquina. Se necesitaba una regulación de velocidad. Para ello diseñaron un regulador de bolas o regulador centrífugo propio. Este regulador aparte de proteger a la máquina de vientos fuertes ayudaba a mantener la velocidad del rotor constante durante las ráfagas, permitiendo una generación eléctrica más eficiente. Los hermanos Jacobs continuaron mejorando sus diseños. Pronto el éxito comercial les llegó. Inicialmente sus modelos producían 1 kW de potencia, utilizándose para cargar baterías que a su turno alimentaban luces, radios, electrodomésticos. La Jacobs Wind Electric Company fue establecida en 1928, establecieron su fábrica en Minneapolis en 1932, manteniéndola hasta 1957. Allí produjeron aerogeneradores con potencias entre los 1,5 y 3 kW. Las máquinas Jacobs se difundieron, y su nombre tenía la reputación de ser las más confiables del mercado, al punto de ser conocidas como los “Cadillac de los aerogeneradores”. Sus máquinas se esparcieron por EE.UU., Canadá, Europa, Asia e incluso la Antártica (Figura 6.51).

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Este se montó sobre una torre de celosía de 36 m con una turbina de 1,25 MW. El aparato tenía dos palas de 7,5 t y 20 m de longitud. Podía operar con velocidades comprendidas entre los 20 y 40 km por hora. La turbina operó intermitentemente hasta 1945.

Figura 6.51 / Aerogenerador de 2,5 kW ubicado en la Antártica, en 1934. Fuente: Jacobs Wind Electric Co. Inc.

La electrificación rural masiva con líneas eléctricas impulsada desde el gobierno de EE.UU. hizo que la compañía cerrara su planta en 1956 ante la falta de demanda. No obstante, la crisis del embargo petrolero de los años 70 hizo retornar sobre los pasos, y en 1974 se refundó la compañía Jacobs, esta vez en Florida. Con nueva investigación añadida, nuevos prototipos se desarrollaron y modelos de 10 kW y 20 kW se concibieron. Existieron otros pioneros como la Air Electric Machine Co., Delco-Light General Motors, HEBCO o la Herbert E. Bucklin Company, la primera en introducir el concepto de dos palas, Nelson Electric, Wind Electric Company, entre muchos más. Los aerogeneradores de gran escala aparecieron con el surgimiento de las grandes redes eléctricas interconectadas y la necesidad de producir energía en grandes cantidades para alimentar dichas redes. El primer intento de integración fue realizado en Rusia en 1931, con una máquina de 100 kW, 30 m de diámetro en Balaclava, en el Mar Negro. Funcionó sólo 2 años pero generó en ese periodo 200 MWh. En 1941 el ingeniero Palmer C. Putnam con el apoyo de la Smith Company, desarrolló el primer aerogenerador en la escala de los megavatios.

Años de esfuerzos aislados y temporales se sucedieron, hasta que la crisis de los años 1970 relanzó la tecnología eólica a los estándares que conocemos hoy. Turbinas de unas pocas decenas de kW fueron incrementándose hasta llegar a varios MW, la altura de las torres se fue incrementando junto con la superficie de barrido, es decir con el aumento del largo de las palas, mejoras aerodinámicas se implementaron, se introdujeron torres tubulares en lugar de las clásicas torres de celosía, sistemas mejorados de control de velocidad, regulación de voltaje, y otras muchas mejoras técnicas se añadieron, junto con una reducción progresiva de los costos de manufactura, operación, mantenimiento e instalación.

6.7 / Principio de funcionamiento de un aerogenerador El principio de trabajo de un aerogenerador se basa en dos conversiones básicas. La primera ocurre en el rotor (palas) el cual extrae la energía cinética del viento convirtiéndola en torque mecánico que es transferido a un eje de rotación. Luego este torque mecánico es convertido en electricidad por medio de un generador eléctrico que está conectado a la red eléctrica (directa o indirectamente), como se muestra en la Figura 6.52. La configuración en términos generales de un generador eólico está constituida por los siguientes elementos (Ver Figura 6.53): Rotor: Es el elemento encargado de extraer la energía cinética del viento y transformarla en torque mecánico mediante la rotación de las palas dada por la interacción aerodinámica de

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Figura 6.52 / Principio de funcionamiento del aerogenerador.

estas con el viento. Generalmente los rotores están constituidos por 3 palas aunque existen modelos con 2 palas. El buje es el soporte en donde se unen las palas y el cual a su vez se conectan al eje de rotación del aerogenerador.

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sorber las vibraciones y esfuerzos mecánicos. En este eje por lo general se instala el freno de emergencia que se utiliza para las operaciones de mantenimiento.

Eje principal: Está formado por un cojinete principal y el eje de rotación lento (10 a 20 rpm) el cual gira solidario al buje del rotor y es el encargado de transferir el torque mecánico a la multiplicadora y/o generador eléctrico. En algunos casos el eje principal está integrado en la multiplicadora lo cual vuelve más compacto al aerogenerador.

Generador eléctrico: Es el encargado de transformar la energía mecánica de rotación en energía eléctrica que será entregada a la red. Existen varios tipos tales como: asíncrono jaula de ardilla, asíncrono con rotor bobinado (doble alimentación), generadores síncronos y generadores síncronos multipolares. La conexión a la red dependerá del tipo de generador y puede ser directa o indirecta a través de convertidores de potencia.

Multiplicadora de velocidad: Este elemento se utiliza para elevar la velocidad de rotación del eje principal a una velocidad adecuada para la generación eléctrica (por ejemplo 1800 rpm). En algunos modelos se prescinden de este elemento ya que se utilizan generadores síncronos multipolares de baja revolución por lo que no es necesario alcanzar velocidades de rotación elevadas.

Sistema de orientación: Es el encargado de orientar constantemente el aerogenerador de tal manera que la dirección del viento siempre sea perpendicular al plano de rotación del rotor. Por lo general está constituido por motores eléctricos accionados por un sistema de control.

Acoplamiento: Es el encargado de transferir el torque de alta velocidad desde la multiplicadora hacia el generador eléctrico. Por lo general este acoplamiento es del tipo flexible para ab-

Sistema de control de potencia: Es el encargado de limitar y controlar la potencia de salida del aerogenerador. Existen dos métodos básicos a) Stall Control y b) Pitch control, los cuales se discutirán en detalle más adelante.

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Figura 6.53 / Configuración básica de un aerogenerador de eje horizontal con multiplicadora de velocidad (http://www. cubasolar.cu/biblioteca/energia/Energia36/HTML/articulo03.htm).

Sensores de viento: Son los encargados de monitorear constantemente la velocidad y dirección del viento, información que es enviada al sistema de control el cual posteriormente dar las órdenes de operación del aerogenerador. Góndola: La carcasa y chasis que contiene todos los elementos del tren de potencia antes mencionados, elementos de control y otros, a excepción del rotor (palas y buje).

6.8 / Caracterización de aerogeneradores Por su velocidad de rotación. Un primer parámetro que caracteriza el funcionamiento de los aerogeneradores es la velocidad de rotación del rotor. Actualmente, los aerogeneradores que se utilizan en parques eólicos se puede clasificar en dos grupos principalmente: de velocidad constante y de velocidad variable.

Aerogeneradores de velocidad constante En este tipo de máquinas el generador está conectado directamente a la red eléctrica y la fre-

cuencia de la red determina las revoluciones de giro del generador y las del rotor. Existen tres variantes:

Con generador asíncrono conectado directamente a la red: Este es el sistema más antiguo y simple de todos. Está constituido por un generador asíncrono de jaula de ardilla conectado a la red (Ver Figura 6.54). Su gran desventaja es que al momento de arrancar consumen potencia reactiva de la misma manera que lo haría un motor asíncrono de la misma potencia, lo cual podría provocar inestabilidad en la red, incrementándose el problema mientras mayor es el número de máquinas instaladas. Para solventar estos problemas se instalan junto con las máquinas banco de capacitores para suplir las necesidades de potencia reactiva, además de dispositivos de arranque suave (tiristores) para reducir la corriente de arranque. a. Generador asíncrono de dos velocidades fijas: Para mejorar la baja eficiencia que tiene los generadores asíncronos cuando operan a bajas potencias (bajo viento), algunos fabricantes utilizan dos generadores con distintas velocidades de rotación nominal. Uno de peque-

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Figura 6.54 / Aerogenerador velocidad constante, conectado directamente a la red.

ña potencia para bajas velocidades y otro más grande para la velocidad nominal de viento. En realidad este tipo de generador tiene los dos generadores incorporados en uno solo, de tal manera que según la velocidad de viento que se tenga se conmuta entre un devanado u otro (Figura 6.55).

b. Con generador síncrono conectado directamente a la red: Hoy en día por los avances tecnológicos en los multiplicadores de velocidad está empezando aparecer modelos de este tipo (AAER, DeWind, WikovWind).

Aerogeneradores de velocidad variable En esta configuración el generador eléctrico está conectado indirectamente a la red eléctrica, por lo que la velocidad de rotación del rotor y la del generador está desacoplado de la frecuencia de la red y pueden girar libremente. Por lo general, la conexión a la red se la realiza por medio de un convertidor de frecuencia.

a. Con generador asíncrono y control de resistencia del rotor: Esta configuración es una mejora de bajo coste para los aerogeneradores de

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Figura 6.55 / Aerogenerador de dos velocidades constantes, conectado directamente a la red

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Figura 6.56 / Aerogenerador asíncrono con control de resistencia del rotor

velocidad fija, ya que mediante la modificación de la resistencia del rotor con electrónica de potencia se modifica las características velocidad/torque del generador asíncrono, lo que permite cambiar la velocidad de rotación del rotor hasta en un 10 %. En esta configuración, la conexión a la red eléctrica sigue siendo directa (Ver Figura 6.56).

b. Con generador asíncrono doblemente alimentado: Este constituye un avance tecnológico del modelo antes citado y es usado ampliamente por la mayoría de fabricantes (Figura 6.57). En esta configuración, un convertidor

de frecuencia alimenta el rotor del generador asíncrono de tal manera que la frecuencia mecánica de rotación y eléctrica del rotor están desacopladas y la frecuencia del estator y del rotor pueden coincidir independiente de la frecuencia mecánica de rotación. De esta manera, el rotor puede girar en un amplio rango de rpm absorbiendo las fluctuaciones del viento. Adicionalmente, con esta configuración el convertidor de frecuencia es aproximadamente un 20 % de la potencia nominal del generador eléctrico ya que solo un pequeño porcentaje de la potencia de salida necesita ser tratada con electrónica de potencia.

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Figura 6.57 / Aerogenerador asíncrono doblemente alimentado


Figura 6.58 / Aerogenerador síncrono y convertidor de frecuencia.

c. Con generador síncrono y convertidor de frecuencia: En esta configuración (Figura 6.58), el generador síncrono está completamente desacoplado de la red mediante un rectificador/ convertidor de frecuencia. La corriente alterna generada por el generador síncrono tiene frecuencia y voltaje variables debido a la velocidad variable del rotor, por lo que antes de ser entregada a la red esta corriente es rectificada y luego convertida nuevamente a corriente alterna mediante el convertidor de frecuencia. Una de las ventajas de esta configuración es que se tienen un control total del factor de potencia de la máquina a través del convertidor

de frecuencia y se puede generar potencia reactiva, lo que mejora la estabilidad de la conexión del parque eólico a la red eléctrica.

d. Con generador síncrono y accionamiento directo: Esta configuración (Figura 6.59) es similar a la anterior, con la diferencia que no se utiliza multiplicadora de velocidad, ya que el generador síncrono es del tipo multipolar, el cual, por su gran cantidad de polos, no requiere girar a altas rpm. La ventaja de este tipo de aerogeneradores es su bajo mantenimiento y poco desgaste de sus partes por las bajas revoluciones a las que está sometida la máquina.

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Figura 6.59 / Aerogenerador síncrono de accionamiento directo

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Esto además reduce los costos de operación y mantenimiento.

e. Con generador asíncrono y convertidor de frecuencia: Es muy similar a la configuración de la Figura 6.22, pero en lugar de un generador síncrono se utiliza un generador asíncrono conectado a la red mediante el convertidor de frecuencia, con lo cual podemos regular su velocidad de giro (p. ej. Vergenet, Siemens).

Sistema de Control de potencia. Un segundo parámetro a considerar en la caracterización de los aerogeneradores es el tipo de control que utilizan los aerogeneradores. Los objetivos principales de un sistema de control son: 1. Maximizar la producción de energía, 2. Asegurar una operación segura de la máquina; y, 3. Reducir los costos de operación y mantenimiento al proteger la máquina de esfuerzos y fatiga mecánica.

El principio de funcionamiento del sistema de control es maximizar la producción de energía debajo de la velocidad nominal de viento y limitar la potencia de salida cuando supera la velocidad nominal. Para lograr este propósito existen dos métodos de control: 1. control pasivo denominado “Stall Control” y 2. control activo denominado “Pitch control”

Cualquiera de estos métodos de control de potencia puede ser utilizado tanto en aerogeneradores de velocidad variable o fija. Además, en los generadores de velocidad variable se realiza un control del torque del rotor para maximizar la producción de energía, minimizar la fatiga de las palas y eje, y/o simplemente para limitar la potencia de salida.

Stall control. En esta configuración las palas del rotor están solidarias al buje y tienen un diseño aerodinámico tal que, una vez que la velocidad nominal del viento es alcanzada, empieza a decrecer su eficiencia (se reduce la fuerza de sustentación aerodinámica), disminuyendo la extracción de energía (torque). Para frenar la máquina cuando el aerogenerador alcanza la velocidad de viento máxima de operación (cut-out) se activan los frenos aerodinámicos, los cuales por lo general están ubicados en las puntas de la palas y giran contrarios a la dirección del viento. Este tipo de máquinas, al tener las palas fijas y solidarias al buje (ángulo de pala constante) tienen dificultades para arrancar en sitios con vientos bajos. Este control de potencia fue el primero en utilizarse y comercialmente es utilizado en aerogeneradores de velocidad fija con generadores asíncronos conectados directamente a la red. Aerogeneradores de velocidad variable con “stall control” son aun tema de investigación. Mediante electrónica de potencia se controla el torque del generador de tal manera que se puede regular la velocidad de rotación del rotor manteniendo siempre la eficiencia aerodinámica de la pala en el lugar óptimo, ya sea esté en máxima producción o limitando la potencia de salida. La operación de este tipo de diseño es muy sencilla ya que requiere únicamente órdenes para arrancar la máquina (liberar frenos) y para parar la máquina (aplicar frenos) basados en mediciones del viento o la potencia de salida. Se puede diferenciar fácilmente un aerogenerador con esta estrategia de control observando su curva de potencia, ya que una vez superado la velocidad nominal, la limitación de potencia no es constante en comparación a la de “pitch control”, esto se debe a que el efecto “stall” es gradual a medida que aumenta la velocidad de viento.

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Pitch control. En esta configuración la reducción de la eficiencia aerodinámica de las palas una vez alcanzada la velocidad nominal de viento se realiza de modo activo, esto es, girando las palas en su eje longitudinal (motores eléctricos o hidráulicos) para ponerse fuera del viento, limitando así la potencia de salida de la máquina. Al ser un control activo se puede regular de forma más exacta la extracción de potencia, de tal manera que una vez alcanzada la velocidad de viento nominal la potencia de salida se mantiene constante a diferencia de las máquinas que usan stall control. Para frenar la máquina una vez alcanzada la velocidad de viento máxima de operación (cut-out) y/o para limitar la potencia se giran las palas de tal manera que se producen pérdidas aerodinámicas en ellas. Por lo tanto, regulando el ángulo de pala se puede controlar, en un amplio rango, la extracción de potencia de salida, ya sea para acelerar la máquina o para frenarla. Curvas típicas de los dos sistemas de control se presentan en la Figura 6.60. Por lo general, en los aerogeneradores de velocidad variable no es necesario regular el ángulo

de pala constantemente, ya que el movimiento del rotor varía de acuerdo a las fluctuaciones del viento, por lo que se mantiene relativamente constante el punto de operación máximo de la aerodinámica de las palas.

Active-Stall control. Una combinación de las dos estrategias de control es el “active-stall control”. En este caso, las palas giran en sentido contrario a la rotación del “pitch control” lo que produce un efecto de pérdida aerodinámica. El ángulo de paso (ángulo de giro) de las palas es menor en comparación al “pitch control” y además gira con ángulos discretos contrario al control continuo. Con esta configuración se mejora de alguna manera la extracción de potencia de salida del aerogenerador a velocidades de viento mayores a la nominal en comparación a la estrategia “stall control”.

Clases La Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) ha venido, desde los inicios de la generación eólica, estableciendo normas para el adecua-

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Figura 6.60 / Curvas de potencia típicas a) Stall control y b) Pitch Control.

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Tabla 6.6 / Clasificación de aerogeneradores según su clase. Fuente: IEC. Clase I

Clase II

Clase III

Clase IV

Vref (m/s)

50

42.5

37.5

30

Vanual (m/s)

10

8.5

7.5

6

Ráfaga de referencia 50 años (m/s) 1.4Vref

70

59.5

52.5

42

52.5

44.6

39.4

31.5

Parámetros

Ráfaga de referencia 1 año (m/s ) 1.05Vref (m/s)

do diseño de aerogeneradores, de tal manera que se pueda garantizar una operación segura según los parámetros de viento y ambientales que se tengan en los lugares a instalar las máquinas. En principio, los aerogeneradores se seleccionan en función del régimen de viento del sitio. Para esto la IEC, mediante la norma IEC-61400-1, ha clasificado los aerogeneradores según se muestran en la Tabla 6.6, en donde: • Vref es el valor máximo de la velocidad promedio del viento en un intervalo de 10 min, que estadísticamente ocurre una vez cada 50 años; • Vanual es la velocidad media anual a la altura del eje de la turbina; • Los valores de velocidad considerados son promedios diez minútales, a la altura del buje y una densidad estándar (1,225 kg/m3).

Otro parámetro crucial para el diseño de los aerogeneradores y asegurar un adecuado funcionamiento es la intensidad de turbulencia, la cual se define como la relación entre la variación estándar de las fluctuaciones de la velocidad del viento y la velocidad promedio. La norma IEC-61400-1 especifica dos niveles de turbulencia: Nivel A (alta turbulencia) y Nivel B (baja turbulencia), que son independientes de la clasificación de velocidad de viento descrita anteriormente (Tabla 6.4). Además, en cada caso la turbulencia varía de acuerdo a la velocidad promedio anual (Vanual). La tabla 6.7 muestra la clasificación por nivel de la intensidad de turbulencia. Para sitios que no se clasifican dentro de ninguna de estas clases la norma define una quinta clase en donde los parámetros de viento y turbulencia son especificados por el fabricante.

Tabla 6.7 / Clasificación de aerogeneradores según la intensidad de turbulencia. Fuente IEC. Clase de viento Clases de turbulencia Intensidad de Turbulencia

I

II

III

A

B

A

B

0.210

0.18

0.226

0.191

A

317

IV B

0.240 0.200

A

B

0.270 0.220


6.9 / Consideraciones sobre operación de aerogeneradores Existen dos parámetros fundamentales para caracterizar la operación de los aerogeneradores y que serán parte de las variables a tomar en cuenta a la hora de seleccionar los equipos: a. Tipo de velocidad de rotación: Variable o Fija. Dentro de esta una subclase, según el generador eléctrico, que utilizan asíncrono, síncrono y asíncrono doblemente alimentado. b. Control de potencia: Pitch control, Stall control y Active-Stall control.

Otra caracterización importante a la hora de seleccionar los aerogeneradores es el tipo de clase de viento y turbulencia para la cual está diseñada la máquina. a. Clase de viento: I(10m/s), II(8,5m/s), III(7,5m/s), IV(6m/s) b. Clase de Turbulencia: A(alta turbulencia) y B(Baja turbulencia)

Hay otras formas de clasificar a los aerogeneradores ya sea por el número de palas, sistema de orientación, usos. A continuación (Tabla 6.8 y Tabla 6.9) se resumen las diferencias para cada tipo de configuración: tipo de velocidad de rotación, tipo de generador, tipo de control de potencia.

Tabla 6.8 / Ventajas y desventajas, tipo de velocidad y control de potencia de aerogeneradores Ventajas

Desventajas

Velocidad Fija

Fabricación robusta y sencilla Sistemas de control simple. Reducción en las operaciones de mantenimiento.

Aerodinámica menos eficiente. Altas vibraciones y estrés mecánico. Ruidoso. Problemas para arrancar en lugares. con régimen de vientos bajos. Pueden provocar inestabilidad en la red.

Velocidad Variable

Reducción de los esfuerzos y vibraciones mecánicas. Permite ajustar la rotación del rotor a la velocidad de viento manteniendo una óptima eficiencia de la máquina. Comportamiento mejorado para su conexión a la red frente a los de velocidad fija (soportan huecos de tensión) Menos ruidoso Sistema más utilizado hoy en día.

Utilizan electrónica de potencia que reduce la eficiencia eléctrica. Control complicado (torque y potencia de salida). Costosos. En los modelos de accionamiento directo pueden prescindir de la caja multiplicadora.

Pitch Control

Potencia de salida constante con viento nominal o mayor. Mejor aprovechamiento del recurso a vientos altos. Sistema más utilizado hoy en día

Costos más altos. Fallas del sistema de giro de palas (motores eléctricos o hidráulicos) Mayor mantenimiento.

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Stall Control

Ventajas

Desventajas

Fabricación robusta y sencilla Control Simple

Mayores esfuerzos mecánicos y vibraciones. Poco aprovechamiento en vientos altos. Potencia de salida variable sobre la velocidad nominal. Control de potencia de salida limitado, lo que podría afectar a la red.

Tabla 6.9 / Ventajas y desventajas, tipo de generador eléctrico

Ventajas

Asíncrono

Doblemente alimentado

Síncrono

Síncrono Multipolar

Robusto y de fabricación simple Poco mantenimiento.

Puede variar su velocidad mejorando la eficiencia del aerogenerador.

Conexión simple a la red. No usan electrónica de potencia.

Usa un convertidor de frecuencia con una potencia menor a la total del generador (20%).

Puede variar ampliamente su velocidad de operación mejorando la eficiencia del aerogenerador. Puede generar potencia reactiva para la red.

Similares ventajas que las del síncrono. Bajas revoluciones de rotación.

Mejor control del consumo de potencia reactiva. Ampliamente utilizado.

Desventajas Necesitan conexión a la red eléctrica para funcionar. Consumo de potencia reactiva. Con gran cantidad de aerogeneradores pueden provocar inestabilidad en la red.

Necesitan conexión a la red eléctrica para funcionar. Consumen potencia reactiva. Usa electrónica de potencia por lo que tiene baja eficiencia eléctrica.

Control total del factor de potencia de la máquina a través del convertidor de frecuencia.

Menor fatiga y mantenimiento por bajas revoluciones. No utilizan caja multiplicadora.

Pueden funcionar conectados o no conectados a la red. Costoso y fabricación complicada. Por lo general necesitan corriente continua para el circuito de magnetización, a excepción de los modelos que usan imanes permanentes. Utiliza un convertidor de frecuencia de potencia igual a la del generador.

Similares a las del síncrono. Grandes costos y fabricación complicada. Pesados.

319


6.10 / Aprovechamiento del recurso eólico

Potencia Eólica: El cálculo de la potencia

que puede ser aprovechada por el rotor de un aerogenerador está dada por la siguiente expresión:

6.10.1 / Potencial eólico en el Ecuador En el Ecuador se estima un potencial de 1.671 MW, concentrados principalmente en la región Sierra, según el mapa eólico del Ecuador del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable del Ecuador (MEER, 2013). A pesar del potencial eólico, el desarrollo de proyectos ha sido lento y principalmente se ha debido a iniciativas puntuales. Hoy en día se cuenta con una potencia instalada de 20,8 MW, distribuidos en tres proyectos (Villonaco-Loja, San Cristóbal-Galápagos y Baltra-Galápagos), de los cuales el 76 % (Parque Eólico Villonaco) están integrados al Sistema Nacional Interconectado y el resto en las Islas Galápagos como sistemas eólicos aislados integrados a la generación diésel de las islas. Sin embargo, existen algunos proyectos en la lista de espera que están por implementarse y que se presentan en la Tabla 6.10.

Donde: P - Potencia (kW). ρ - Densidad del aire (kg/m3) en el lugar de emplazamiento. A - Área de barrido del aerogenerador (m2). v - Velocidad del viento (m/s). Cp - Coeficiente de potencia del aerogenerador. Su valor oscila entre 0 y 0,5925. Con esta expresión y considerando el rango de velocidad de viento al que opera un aerogenerador se obtiene la curva Potencia-Viento característica de un aerogenerador. La Figura 6.61 muestra un ejemplo de este tipo de curva. Esta curva determina la velocidad de vien-

Tabla 6.10 / Proyectos eólicos en Ecuador

320

Nombre

Promotor

Potencia (MW)

Santa Cruz Project, (Galapagos Island)

ERGAL1 (UNDP)

Salinas2, (Ibarra)

Electroviento S.A

10 MW

Andes

Las Chinchas3, (Loja)

Proviento S.A.

10 MW

Valle Altura / Montanas

Huascachaca, (Azuay)

Elecaustro S.A (Local Hydrogenation Company).

30 MW (50 MW)

Altura / Montanas

Membrillo4, (Loja)

ENERLOJA S.A.

45 MW

Altura / Montanas

3,4 MW

Zona Galápagos

1. www.ergal.org; 2. http://www.proviento.com/salinas.html; 3. http://www.proviento.com/ 4. http://www.hcpl.gov.ec/modules.php?name=Content&pa=showpage&pid=72

VI



Figura 6.61 / Curva de potencia típica de un aerogenerador. Fuente: Adaptado de National Instruments (www.ni.com/white-paper/8189/en/)

to a la cual el aerogenerador arranca (cut-in), la velocidad de viento a la que se detiene por seguridad (cut-out) y la velocidad de viento a la que se alcanza la potencial nominal desde la cual el aerogenerador activa el sistema de control para mantener la potencia de salida en un valor constante. Esta curva varía según el modelo de aerogenerador (Cp) y el lugar de emplazamiento (densidad del aire) que se está analizando.

6.10.2 / Frecuencia de distribución de la velocidad del viento El viento es un recurso que varía constantemente en el tiempo y el espacio, por lo que para facilitar el cálculo de su aprovechamiento energético es posible ajustar la velocidad de viento observada (mediciones) a una distribución de densidad de probabilidad de uno o dos parámetros en la mayoría de las ocasiones. La frecuencia de distribución más utilizada es la Distribución de Weibull, que está dada por la siguiente expresión:

Donde: p(v) k c v

- Probabilidad. - Factor de forma. - Factor de escala. - Velocidad de viento (m/s).

Los factores k y c caracterizan una distribución de un sitio a otro. El primero da una idea de la anchura de la distribución, mientras que el segundo factor determina la altura de la distribución. La Figura 6.62 muestra un ejemplo de una distribución de Weibull y la distribución observada de mediciones reales. Como se puede ver, existe un ajuste aceptable por lo que es válido realizar cálculos utilizando esta expresión analítica. Sin embargo, en ocasiones no existe un ajuste aceptable de la distribución estadística con las mediciones realizadas, por lo que se recomienda en esos casos utilizar los datos medidos directamente.

321


Figura 6.62 / Distribución de velocidad de viento medida y Weibull. Fuente (MEER, 2013) y Distribución de Weibull diferente a la distribución medida. Fuente: Adaptado de Wind Energy Facts (www.wind-energy-the-facts.org/the-annual-variability-of-wind-speed.html).

6.10.3 / Cálculo de la energía eólica Conocida la curva de potencia del aerogenerador a la densidad del lugar de emplazamiento y la distribución de velocidad de viento a la altura de buje del aerogenerador, el cálculo de la energía sigue un proceso sencillo: 1. Se calcula el número de horas que se tendría una determinada velocidad de viento a lo largo del año. Como se muestra en la Figura 6.63.

2. Se determina la potencia del aerogenerador para cada una de las velocidades a las que se calculó la frecuencia de velocidad de viento (paso 1). Esto usualmente viene dado por el fabricante en gráficas y tablas. Es importante que estos valores correspondan a la densidad de aire del emplazamiento. 3. Luego se multiplica el número de horas por la potencia promedio del aerogenerador para cada velocidad de viento, para obtener la producción de energía (kWh) a una determinada velocidad de viento.

322

Figura 6.63 / Frecuencia de distribución del viento (Source: Gotland University).

VI



4. Finalmente se suman todos los productos del paso 3, y se obtiene la producción de energía estimada en un año.

Micrositing: El rendimiento de producción de energía de un parque eólico depende fuertemente de la disposición de los aerogeneradores sobre el terreno, ya que se producen pérdidas por efecto estela y turbulencias del viento debido al efecto entre aerogeneradores. Por lo tanto un estudio de “micrositing” se refiere al estudio de la disposición óptima de los aerogeneradores dentro del área de análisis, de tal manera que se maximice la producción de energía y se reduzcan estas pérdidas. Para esto se utilizan herramientas informáticas; las más utilizadas se basan en el “Wind Atlas” (www.windatlas.dk) que fue implementado por primera vez en el Software WASP (Wind Atlas Analysis and Applicatio Program) por el departamento de energía eólica y física atmosférica del Riso National Laboratory (Dinamarca), y que hoy en dia es un estándar para el dimensionamiento de parques en la industria eólica. Este método predice el recurso eólico que se tendría en cada una de las ubicaciones de los aerogeneradores del parque eólico, utilizando las medidas de viento de un determinado número de ubicaciones en donde se han instalado torres de medición. De esta manera se puede generar mapas de viento o evaluación de la producción de energía dentro de todo el parque eólico. Mediante un proceso iterativo de ubicación de los distintos aerogeneradores se puede obtener la configuración óptima. En la Figura 6.64 se describe el método Wind Atlas. Los datos de entrada son las mediciones de recursos (velocidad y dirección) de las torres meteorológicas. Sin embargo, estos valores son representativos únicamente para el área en donde está ubicada la torre meteorológica, debido a los efectos producidos por los obstáculos, rugosidad, altura y orografía que rodean el área. Por esto en base a una investigación experimental realizada por los autores del mé-

Figura 6.64 / Método Wind Atlas Fuente WASP (www.wasp. dk/Products-og-services/Wind-Atlas/VI-------Observational-wind-atlas)

todo, se ha determinado el valor de este impacto y mediante algoritmos dentro del programa informático es posible extrapolar el viento medido a un viento sin disturbios, es decir un sitio plano, con una rugosidad clase 1, ausencia de montañas y obstáculos. Finalmente para pronosticar el viento en otra localidad simplemente se realiza el proceso inverso de incluir los efectos que tendrían las características del terreno para cada una de las localidades del emplazamiento en estudio. A continuación se muestra una aplicación de este método para mejorar la comprensión. Se ha tomado una localidad cercana a Cuenca como ejemplo práctico. Es importante indicar que los resultados que se muestran a continuación no son exactos y tiene un fin didáctico únicamente.

323


Evaluación del terreno: Según la tabla de proyectos descritos anteriormente, se ha tomado el proyecto Huascachaca como caso práctico, cercano a la ciudad de Cuenca. Esta zona está caracterizada por una orografía compleja formada por varias mesetas y quebradas orientadas en la dirección norte-sur según se muestra en la imagen satelital de la Figura 6.65. Sin embargo estas mesetas tienen el área suficiente para alojar aerogeneradores. Ver gráfico a color / pag. 422

(20) para iniciar el proceso iterativo de cálculo, y con otro símbolo también se ha determinado la ubicación de las torres meteorológicas que contienen los datos de entrada (velocidad y dirección del viento). A continuación, uno de los puntos críticos en el micrositing es la clasificación de rugosidad del terreno. Para esto se recomienda realizar una evaluación con fotografías, fotos aéreas y visitas de campo. A continuación se muestran fotografías del lugar (proyecto Huascachaca) (Figura 6.67) y también una tabla descriptiva de lo que representa cada color en la imagen satelital anterior (LANDSAT) (Tabla 6.11).

Figura 6.65 / Foto aérea del proyecto Huascachaca, usado como ejemplo de estudio

Figura 6.66 / Curvas de nivel caso estudio.

324

A partir de la imagen satelital se han obtenido las curvas de nivel del terreno y clasificadas por colores según la altitud (500-1000 msnm: Azul, 1000-1500 msnm: Naranja, >1500 msnm: Negro) (Figura 6.66). Adicionalmente, se ha colocado una cantidad determinada de aerogeneradores

Figura 6.67 / Fotografías del emplazamiento, proyecto Huascachaca.

Con la información provista anteriormente se ha clasificado el terreno del caso práctico en tres diferentes clases de rugosidad: Bosque: te-

VI



Tabla 6.11 / Descripción de objetos en imagen LANDSAT SWIR (GeoCover). Color: Red: Band 7, Green: Band 4, Blue: Band 2 Trees and bushes Crops Wetland Vegetation Water Urban areas Bare soil

Shades of green Shades of green Shades of green Black to dark blue Lavender Magenta, Lavender, or pale pink

rreno con vegetación de pequeña altura (Clase 2,5), Árido: Terreno irregular y erosionado (Clase 2), Rivera: Vegetación de ribera de río (Clase 0,8), como se muestra en la Figura 6.68.

Evaluación del recurso: En el Ecuador la disponibilidad de datos meteorológicos es un problema por lo que se ha utilizado dos casos hipotéticos de recurso eólico para la localidad descrita en el mapa anterior y que tienen las coordenadas mostradas en la Tabla 6.12. En la Figura 6.69 se muestran las rosas de viento de frecuencia, velocidad promedio y energía, que se han obtenido con datos históricos diez minútales hipotéticos de estas dos localidades.

Figura 6.68 / Clasificación de rugosidad del ejemplo en estudio.

Tabla 6.12 / Ubicación torres meteorológicas

Configuración del parque eólico: Como ejemplo se propone un parque eólico de 20 aerogeneradores distribuidos en 3 filas perpendicular a la dirección predominante de dirección del viento (Oeste) con una separación mínima entre aerogeneradores de 200 m y una separación entre filas en función de la distancia entre mesetas y que varía entre 800 m y 1900 m. La Tabla 6.13 muestra las coordenadas resultantes de esta configuración, ingresadas como dato de entrada. En cada posición, el programa evaluará el recurso eólico disponible utilizando datos

Yulug (TY)

Huascachaca (TH)

Location

96 29 505 N / 176 79644 E

96 30646 N / 176 79869 E

Altura

80 m

80 m

325


Frecuencia (TY)

Frecuencia (TH)

Velocidad Promedio (TY)

Velocidad Promedio (TH)

Energía (TY)

Energía (TH)

326

Figura 6.69 / Rosas de Viento de las dos torres meteorológicas

VI



Tabla 6.13 / Coordenadas geográficas de los aerogeneradores UTM Zona 17

WTG 1 WTG 2 WTG 3 WTG 4 WTG 5 WTG 6 WTG 7 WTG 8 WTG 9 WTG 10

X

Y

678424 678483 678527 678486 678419 678376 678376 679668 679694 679694

9629450 9629280 9629105 9628930 9628762 9628588 9628408 9629586 9629408 9629228

WTG 11 WTG 12 WTG 13 WTG 14 WTG 15 WTG 16 WTG 17 WTG 18 WTG 19 WTG 20

de viento de las dos torres meteorológicas y las condiciones locales del terreno. El micrositing consiste en un proceso iterativo, en donde la ubicación de cada aerogenerador se va modificando con el fin de reducir al máximo las pérdidas por efecto estela y turbulencias.

X

Y

679591 679488 679327 681410 681542 681672 681740 681679 681683 681644

9629080 9628917 9628836 9630019 9629789 9629664 9629498 9629329 9629152 9628942

Selección de aerogeneradores: Se han escogido al azar diferentes fabricantes de aerogeneradores con el fin de evaluar distintas opciones tecnológicas, según se muestra en la Tabla 6.14 Las curvas de potencia correspondientes se muestran en la Figura 6.70.

Tabla 6.14 / Aerogeneradores a evaluar en el ejemplo (usados exclusivamente para efectos del ejemplo). Item

MADE AE-52

Gamesa G5818

GE 1.5sle19

Vestas V8020

Fabricante/Modelo Potencia Diámetro rotor (m) Altura de buje (m) Generador Frecuencia Sistema de control

MADE AE-52 800 kW 52 52 Syncronous Variable Pitch Control

Gamesa G58 850 kW 58 52 Asyncronous 60 Hz Pitch Control

GE1.5sle 1,5 MW 77 52 Asyncronous 60 Hz Active Pitch

Vestas V80 2 MW 80 60 Asyncronous 60 Hz Opti Speed

Variable: R (25.7 rpm), I (12.9 rpm) 4 12 25

Variable: R (26.2 rpm), I (14.6 rpm) 3 16 21

Variable: R (20,4 rpm), I (10,1 rpm) 3,5 12 25

Variable: R(16.7rpm), I: (9 rpm) 4 15 25

Velocidad de rotación Cut-in [m/s] Viento nomin[m/s] Cut-out [m/s]

327 18 http://www.gamesa.es/es/productos/aerogeneradores/catalogo-de-aerogeneradores/gamesa-g58-850-kw/ gamesa-g58-850-kw 19 http://www.gepower.com/prod_serv/products/wind_turbines/en/15mw/index.htm 20 http://www.vestas.com/en/wind-power-solutions/wind-turbines/2.0-mw



Figura 6.70 / Curvas de Potencia de los aerogeneradores usados en el ejemplo.

Cálculo de la producción: Con los datos de rugosidad, orografía, recurso eólico y datos de aerogeneradores se ha procedido a calcular la producción de energía con el programa informático WindPro (Demo) que utiliza el método Wind Atlas. Los resultados obtenidos se muestran en la Tabla 6.15.

Factor de capacidad (CF) (Ratio of the actual energy produced in a given period, to the hypothetical maximum possible): Se obtiene el mejor factor con aerogeneradores pequeños, Gamesa 850 kW a diferencia de utilizar aerogeneradores de grandes potencias. En la Figura 6.71 se muestra los resultados de energía y factor de capacidad, que son los principales variables técnicas a la hora de tomar una decisión por el tipo de aerogenerador a instalar. Este análisis deberá complementarse con un análisis económico financiero de la instalación.

Energía (GWh): La mayor producción se obtiene evidentemente con el aerogenerador más grande. Sin embargo es interesante los resultados del aerogenerador Gamesa (850 kW) diseñados para operar en sitios con bajos viento, y produce la mayor energía por potencia instalada. Eficiencia: El parque eólico es más eficiente con el aerogenerador más pequeño ya que se producen menores pérdidas por efecto estela.

Figura 6.71 / Energía y factor de capacidad de cada aerogenerador.

Tabla 6.15 / Resultados micrositing, ejemplo MADE (AE52)

GAMESA (G58)

GE (1.5sle)

VESTAS (V80)

38.876

44.054

74.706

88.490

1017

926

891

978

2.700

2.879

2.767

2.458

Factor de capacidad

27,7 %

29,6 %

28,4 %

25,2 %

Eficiencia

96,7 %

96,5 %

94,2 %

93,9 %

2.700

2.879

2.767

2.458

Energía Anual (MWh) Energía por área (kWh/m2) Energía por potencia (kWh/kW)

Horas equivalentes

VI



6.11 / Conclusiones El capítulo 6 ha presentado una extensa revisión de la historia y estado de arte de la energía eólica, así como los conceptos más importantes relacionados con esta fuente renovable de energía. De forma rápida se ha mostrado también el potencial de la energía eólica en el país. Los conceptos descritos han sido finalmente empleados para evaluar un ejemplo de levantamiento del potencial eólico en una determinada región y mostrar un ejemplo práctico del

uso de herramientas y del proceso de ejecución de un proyecto eólico. En el país existe un alto potencial de energía eólica y su uso más intenso puede contribuir a la diversificación de la matriz de generación eléctrica. Por otro lado, la energía eólica puede contribuir también a balancear otras fuentes de energía renovable a través de la integración con sistemas, por ejemplo, fotovoltaicos. Este concepto de “backup” e integración ha sido discutido en el capítulo 4 (hidrógeno electrolítico).

6.12 / Referencias y fuentes de consulta 1. MEER. (2013). Atlas Eolico del Ecuador. Retrieved from http://190.152.98.92/PORTAL/mapa.rar 2. Manwell J.F, McGowan J.G, Roger A.L, Wind Energy Explained Theory, Design and Application, 2002, University of Massachusetts, USA ISBN 0-470-84612-7 3. Wizelius, Tore, Developing Wind Power Projects Theory & Practice; Earthscan, ISBN 978-184407-262-0, London-UK, 2008. 4. Mackenzie, F.T. and J.A. Mackenzie (1995) Our changing planet. Prentice-Hall, Upper Saddle River, NJ, págs. 288-307. 5. Picard, R. S. Davis, M .Gläser y K. Fujii, 18-Feb-2008. 6. Dennis G. Sheperd, Historical Development of the Windmill, Wind Turbine Technology, Second Edition, págs. 1 – 46, 2009. 7. Dennis G. Sheperd. (2009.) Historical Development of the Windmill, Wind Turbine Technology, Second Edition, pp. 1 – 46. 8. Enciclopedia Británica. 9. Mackenzie, F.T. & J.A. Mackenzie . (1995). Our changing planet. Upper Saddle River, NJ: Prentice-Hall., pp. 288-307. 10. Niels G. Mortensen, Duncan N. Heathfield, Lisbeth Myllerup, Lars Landberg & Ole Rathmann, (junio 2007). Manual WasP v9, Risø National Laboratory Technical University of Denmark, 11. Picard, R. S. Davis, M .Gläser & K. Fujii,(Feb-2008). Revised formula for the density of moist air (CIPM-2007).

12. Ministerio de Electricidad. (2013). Atlás Eólico del Ecuador. 13. International Electrotechnical Commission (IEC). (2005). Standard IEC 61400-1, ed.3. 14. Palmer Coslett Putnam. (1948) Power from the Wind. Editorial Van Nostrand Reinhold. 15. White, F.M., (2003). Mecánica de Fluidos. McGraw Hill . 16. Wade, J.E., Hewson, E.W., (1979) Trees as local climatic indicator. 17. Ponce, G., Roberts, G., (1996). Determinación de velocidades medias del viento en función de indicadores biológicos, Tesis de licenciatura dirigida por Roberto Mattio, Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco, Argentina. 18. Van der Hoven, I (1956). Power Spectrum of Horizontal Wind Speed in the Frequency Range from 0.0007 to 900 Cycles per Hour. 19. Guidelines on the calibration of non-automatic weighing instruments, SIM MGW7/cg-01/v.00, Appendix A. (2009) 20. Water Pumping Windmill History in America, Iroman Windmill Co. 21. Doppelbauer, M., A short history of electric motors. Universidad Tecnológica de Karlsruhe 22. The Handbook of Texas Online. Texas State Historical Association. www.tshaonline.org

329

VII / Energía Solar en el Ecuador

Francisco Vásquez Caleroa, Luis Urdiales Floresb, Juan L. Espinoza Abadc, Manuel García Rentéd (*)

7.1 / Introducción

a Facultad de Ciencias Químicas, Universidad de Cuenca, Cuenca-Ecuador b Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C. A., Cuenca-Ecuador c Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica, Universidad de Cuenca, CuencaEcuador d Facultad de Ingeniería, Universidad de Cuenca, Cuenca-Ecuador.

330

* Forma de referenciar este capítulo: Vásquez Calero, F., Urdiales Flores, L., Espinoza Abad, J.L., GarcíaRenté, M., 2015. Energía Solar en el Ecuador. En: “Energías renovables en el Ecuador. Situación actual, tendencias y perspectivas”, Editores: Peláez Samaniego, M.R. y Espinoza Abad, J.L. Universidad de Cuenca. Gráficas Hernández, Cuenca, Ecuador.

La energía solar es una fuente inagotable de energía renovable, obtenida a partir del aprovechamiento de la radiación electromagnética procedente del Sol. En la actualidad, el calor y la luz del Sol pueden aprovecharse por medio de diversos captadores como células fotovoltaicas, helióstatos o colectores térmicos, pudiendo transformarse en energía eléctrica o térmica. Las formas de aprovechar la energía solar determinan dos tipos de tecnologías solares: - Energía Solar Pasiva. - Energía Solar Activa, la misma que se subdivide en dos subgrupos: Térmica y Fotovoltaica Las aplicaciones de la energía solar activa están ampliamente difundidas en todo el mundo. Según el informe anual de la International Energy Agency (IEA) – Solar Heating & Cooling Programme (SHC), en el año 2012, las tecnologías solares térmicas produjeron 227,8 TWh, que corresponde a un ahorro de energía equivalente de 24,5 millones de toneladas de petróleo y 79,1 millones de toneladas de CO2. El número de nuevas instalaciones creció 9,4 % en comparación con 2011, con China como principal motor del mercado, seguido por Turquía, India y Brasil. En términos del área acumulada instalada, China es el líder absoluto, seguido de Estados Unidos, Alemania y Turquía (IEA-SHC, 2014). La figura 7.1 muestra los países que más sistemas termosolares para calentamiento de agua instalaron durante el 2012. Por otra parte, según el Photovoltaic Power System Programme (PVPS) de la International Energy Agency (IEA), hasta el año 2013 en el mundo

I

ENERGÍA SOLAR EN EL ECUADOR

Francisco Vásquez, Luis Urdiales, Juan L. Espinoza, Manuel García

se tenía una potencia acumulada total instalada de 136 GW mediante sistemas fotovoltaicos. Los países miembros de este programa: Australia, Austria, Bélgica, Canadá, China, Dinamarca, Francia, Alemania, Israel, Italia, Japón, Corea, Malasia, México, Holanda, Noruega, Portugal, España, Suiza, Suecia, Tailandia, Turquía, Reino Unido y Estados Unidos, son los que más aportan, con 123,2 GW; otros países que no son miembros del programa aportan con 12,8 GW (IEA-PVPS,2014).

Solo durante el año 2013, en los países miembros del PVPS se ha instalado 33,1 GW y al menos 3,8 GW en otros países. La capacidad instalada en todo el mundo ascendió 36,9 GW a finales de 2013. En la figura 7.2 se muestra la evolución de la potencia instalada acumulada total desde el año 1992 hasta el año 2013. En Ecuador las instalaciones fotovoltaicas más representativas son las realizadas en base a las Regulaciones 004/11 y 009/08 (despacho preVer gráfico a color / pag. 423

Figura 7.1 / Países que más sistemas termosolares instalaron durante el año 2012 (Fuente: IEA-SHC, 2014)

331

Figura 7.2 / Evolución de la Capacidad Instalada Fotovoltaica Total desde 1992 a 2013 en MW (Fuente: IEA-PVPS, 2014)


ferente y precios especiales, respectivamente) del CONELEC. Estas instalaciones se refieren a proyectos conectados a la red eléctrica (cuya información se amplía en la sección 7.4.7.1 de este capítulo). Adicionalmente, es importante destacar las instalaciones en la provincia insular de Galápagos, a través del programa Cero Combustible Fósiles en Galápagos impulsado por el Estado ecuatoriano. En dicha provincia se desarrollan los proyectos fotovoltaicos: Isla Baltra (200 kilovatios pico - kWp) y Puerto Ayora (1,5 Megavatios Pico - MWp). También se destaca el proyecto híbrido Isabela que considera una planta térmica a biodiesel de 1,2 MWp y una solar fotovoltaica de 1,5 MWp. (MEER, 2014). Según los datos estadísticos del Consejo Nacional de Electricidad del Ecuador – CONELEC, actualmente a nivel de micro-redes se tienen instalaciones fotovoltaicas en Galápagos: Isabela (sistemas aislados 0,01 MW), Santa Cruz (sistemas aislados 0,01 MW), Floreana (sistemas aislados 0,01 MW), San Cristóbal (sistemas aislados 0,01 MW); en Morona Santiago: Huamboya (0,37 MW) (CONELEC, 2014). En cuanto a instalaciones individuales para zonas aisladas, el trabajo realizado por la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C. A., en su área de concesión en la provincia de Morona Santiago alcanza una potencia instalada de 0,45 MW, que corresponde a 3000 sistemas fotovoltaicos asilados residenciales - SFVAR de 150 Wp cada uno. En la sección 7.5.8 se describen esta y otras experiencias con SFVAR en el Ecuador.

7.2 / Geometría solar Las coordenadas celestes horizontales de un astro son:

332

• El acimut, ψ, que es, por definición, el arco de horizonte celeste comprendido entre el punto cardinal Sur y el punto donde el círculo vertical que pasa por el astro corta al horizonte. Se cuenta a partir del Sur, de 0º a ± 180º, positiva-

Figura 7.3 / Movimiento relativo del Sol

mente hacia el Oeste y negativamente hacia el Este. La altura, γ, que es el arco de dicho círculo vertical comprendido entre el astro y el horizonte. Se mide a partir del horizonte de 0º a 90º, positivamente hacia el cenit y negativamente hacia el nadir. En lugar de la altura γ se emplea frecuentemente el ángulo cenital, θz, que es el arco de círculo vertical entre el cenit y el astro. Se cuenta a partir del cenit, de 0º a 180º, con lo que la relación entre la altura solar y el ángulo cenital viene dada por la ecuación 1:

(1)

Por otra parte tenemos el ángulo horario, ω, que es el ángulo medido en la bóveda del cielo, entre el meridiano del observador y el meridiano solar. Este ángulo cambia cada hora (es cero al medio día y negativo por la mañana). En la Figura 7.3 se puede observar los ángulos que intervienen en el movimiento relativo del Sol. Estos ángulos pueden ser previstos para una posición determinada en la Tierra, un día del año y la hora correspondiente siguiendo los siguientes pasos y expresiones. Podemos partir del cálculo del ángulo diario el mismo que obtiene según la expresión 2, sien-

I



do dn el día juliano (1 para el 1 de Enero y 365 para el 31 de Diciembre):

(2)

A partir de este dato podemos calcular la corrección diaria que hay que hacer por las diferencias en la duración del día a lo largo del año, que, puede llegar a ser hasta de 16 minutos. Esta corrección viene dada por la ecuación del tiempo Et (Ecuación 3). La ecuación del tiempo, en minutos, se calculará con la ecuación de Spencer, la misma que presenta un error máximo de 35 segundos.

Donde: • TO: tiempo oficial • AO: adelanto oficial = 0 (en el Ecuador no se producen adelantos) • λ: meridiano del huso horario correspondiente = -75 • λS: longitud geográfica del lugar (longitud de zona de concesión= -78,8333o) • Et: Corrección por la ecuación del tiempo (convertido a horas) Una vez calculado el TSV podemos calcular el ángulo horario sin más que multiplicar por 15 (grados/hora).

(3) El tiempo solar verdadero, en un lugar dado, se define como el ángulo horario expresado en horas. Cada hora equivale a 15 min, empieza a contarse a partir del mediodía y será por tanto negativo por la mañana y positivo en la tarde. El tiempo solar verdadero TSV se encuentra aplicando la ecuación 4.

(4)

La declinación solar puede calcularse con un error máximo de ±1,5º mediante la expresión aproximada de Cooper (Ecuación 5). (5)

Por último, con todos los datos calculados y la latitud del lugar se puede calcular la altura solar γ, mediante el arcoseno de la ecueción 6:

333

Figura 7.4 / Movimiento relativo del Sol para Cuenca-Ecuador: a) 22 Diciembre; b) 22 Junio.


Figura 7.5 / Montea Solar para región ecuatorial

(6)

Y el acimut como el arcocoseno de la ecuación 7: (7)

La ubicación de los paneles solares deberá hacerse en función de la montea (Figura 7.5), de forma que la incidencia de sombras sobre los mismos sea lo menor posible a lo largo de todo el año.

7.3 / Energía Solar Pasiva La energía solar térmica pasiva consiste en el aprovechamiento de la energía solar de forma directa sin la necesidad de transformarla en otro tipo de energía, para su utilización inmediata o para su almacenamiento sin la necesidad de sistemas mecánicos ni aporte externo de energía (CATEDU, 2014). Esta tecnología hace referencia especialmente a la arquitectura bioclimática o arquitectura solar pasiva. En esta, la energía solar es captada, almacenada y distribuida a través de diferentes estructuras constructivas, con lo cual se aprovecha la energía solar térmica sin necesidad de procesos ni

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Figura 7.6 / Esquema vivienda bioclimática pasiva (Fuente: http://www.elinmoblog.com/2013/07/).

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dispositivos complejos, sino a través del diseño arquitectónico y estructural, considerando factores como el entorno, materiales, forma y orientación de los edificios, techos, aislamiento térmico, etc. Con ello se reducen las necesidades de iluminación y calefacción (o enfriamiento).

ducción de energía mecánica y, a partir de ella, de energía eléctrica, a través de los sistemas termosolares de concentración – STSC (Jutglar, 2004; Ruiz Hernández, 2010).

La tecnología solar pasiva incluye sistemas con ganancia directa e indirecta para el calentamiento de espacios, el uso de masa térmica y de materiales con cambio de fase para suavizar las oscilaciones de la temperatura del aire, chimeneas solares para mejorar la ventilación natural y el propio calor de la tierra. Como se muestra en la figura 7.6, la energía no se aprovecha por medio de captadores industrializados, sino que son los propios elementos constructivos los que absorben la energía de día y la redistribuyen por la noche (Wikipedia 2015a).

• De baja temperatura, con temperaturas menores a 100 °C para aplicaciones como: calentamiento de piscinas, calentamiento de agua para baños, etc. • De media temperatura, con temperaturas entre 100 y 250 °C. Utilizan los concentradores estacionarios y los canales parabólicos. • De alta temperatura, con temperaturas superiores a los 500 °C se usan para generar electricidad. Existen tres tipos principales: de plato parabólico, de canal parabólico y los sistemas de torre central.

7.4 / Energía Solar Térmica Activa La energía solar térmica activa consiste en el aprovechamiento de la energía procedente del sol a través de su concentración, transformación en calor y en algunos casos generación de energía eléctrica (ATECOS, 2011). Este calor puede aprovecharse para cocción de alimentos, para la producción de agua caliente destinada al consumo de agua doméstico, ya sea agua caliente sanitaria, calefacción, o para pro-

La captación se realiza mediante los denominados COLECTORES, cuya clasificación es:

7.4.1 / Energía Solar Térmica de Baja Temperatura La energía solar denominada de baja temperatura es la que se puede utilizar en el ámbito doméstico y suele instalarse en azoteas de vivienda o edificios comerciales. El procedimiento en el que se basan estos sistemas de captación solar es muy simple, pero a la vez de gran utilidad por los servicios que ofrece en un sin

335 Figura 7.7 / Esquema básico de una instalación solar de baja temperatura con aplicación de agua caliente sanitaria (Fuente: Energía Solar Térmica, 2006).


número de aplicaciones. Por aprovechamiento de baja temperatura se entiende todos aquellos sistemas de energía solar en los que el fluido calentado no sobrepasa los 100 °C. Estas instalaciones se caracterizan por emplear como elemento receptor de energía un captador fijo de placa plana o un captador solar de tubos de vacío. Se utilizan en la producción de agua caliente sanitaria, la calefacción de edificios, la climatización de piscinas, etc. (Figura 7.7). Se han diseñado distintas y avanzadas versiones de captadores solares térmicos con el objetivo de incrementar la cantidad de energía absorbida y disminuir las pérdidas. Los captadores planos utilizan como fluido el agua, también los captadores solares de vacío consiguen temperaturas más elevadas de funcionamiento. El principio de funcionamiento del captador plano se basa en una “trampa de calor” que conjuga el “efecto de cuerpo negro” con el “efecto invernadero”. Gracias a este sistema de captación se consigue absorber la mayor parte de la radiación solar que llega hasta la superficie y devolver la menos posible. Los captadores planos, destinados por lo general a la producción de agua caliente sanitaria, están recubiertos de una caja herméticamente cerrada. En la cara superior de esta caja se coloca una superficie acristalada que deja atravesar la radiación solar e impide que se pierda la ganancia térmica

obtenida. Generalmente, la carcasa que envuelve al equipo de captación es metálica, aunque en algunos casos puede ser de plástico especial o de algún otro material. En el interior del sistema captador se encuentra la placa absorbente, que es el lugar donde se realiza la captación de la radiación solar propiamente dicha. La placa es fabricada con materiales que conducen bien el calor (aluminio, cobre, planchas metálicas, etc.) y tiene un funcionamiento parecido al de un radiador, con una disposición de tubos que cuentan con una toma por donde entra el fluido a calentar y otra de salida (Energía Solar Térmica, 2006). Pese a que existe un gran número de diferentes configuraciones de tubos internos, los tradicionales suelen utilizar los de tipo serpentina o los de tubo paralelo. Estos consisten en varios tubos de cobre, orientados en forma vertical con respecto al captador, en contacto con una placa de color oscuro que transfiere el calor al fluido circulante (Ver Figura 7.8).

7.4.2 / Energía Solar Térmica de Media Temperatura La tecnología solar de media temperatura sedestina a aquellas aplicaciones que requieren temperaturas más elevadas de trabajo. A partir de los 80 °C, los captadores planos convencionales presentan rendimientos bajos y cuando

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Figura 7.8. / Captador de tubos paralelo (izquierda) y captador de serpentín (derecha) (Fuente: Energía Solar Térmica, 2006).

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Figura 7.9 / Tipos de captadores (Fuente: Energía Solar Térmica, 2006).

se pretende generar vapor entre 100 °C y 250 °C debe acudirse a otro tipo de elementos de captación. Para llegar a estos niveles de temperatura resulta indispensable utilizar sistemas que concentren la radiación solar mediante lentes o espejos parabólicos, como se obseva, por ejemplo, en la Figura 7.9. Los más desarrollados en la actualidad son los captadores cilindro-parabólicos, que se valen de espejos para calentar un fluido hasta producir el vapor que permita mover una turbina. De esta forma, la energía térmica se convierte en energía mecánica. En este tipo de instalaciones el fluido que más comúnmente se utiliza es aceite o soluciones salinas para trabajar a temperaturas más elevadas. Estos sistemas de concentración requieren un seguimiento continuo del Sol, ya que sólo aprovechan la radiación directa. Las aplicaciones más usuales en las instalaciones de media temperatura que se han realizado hasta la fecha han sido la producción de vapor para procesos industriales y la generación de energía eléctrica en pequeñas centrales de 30 a 2.000 kW (Energía Solar Térmica, 2006).

7.4.3 / Energía Solar Térmica de Alta Temperatura En las tecnologías de alta temperatura, la radiación solar puede servir para la generación de electricidad a gran escala. Mediante un proce-

so que convierte el calor en energía mecánica y posteriormente en energía eléctrica, se consiguen altas capacidades en la producción de electricidad. Las instalaciones solares de alta temperatura, también conocidas como termoeléctricas o termosolares, se basan en procesos tecnológicos parecidos a los utilizados en instalaciones de media temperatura, pero con una mayor capacidad para concentrar los rayos del Sol, así como para alcanzar temperaturas más elevadas. Las instalaciones que han conseguido un mayor desarrollo con este tipo de tecnologías son las Centrales de Torre, formadas por un campo de espejos (helióstatos) que realizan un seguimiento del Sol en cualquier dirección para reflejar la radiación sobre una caldera independiente y situada en lo alto de una torre central y los sistemas cilindro-parabólicos, que reflejan la energía procedente del Sol en un tubo que circula a lo largo de la línea focal del espejo. En las plantas de torre central se llegan a superar los 2.000 °C de temperatura por medio de un gran número de espejos enfocados hacia un mismo punto (la cúpula de una torre o un tubo de vidrio dispuesto a lo largo del tramo central del espejo concentrador), con el fin de calentar un fluido hasta convertirlo en vapor. Gracias a la elevada presión alcanzada es posible accionar una turbina, que a su vez impulsará un generador eléctrico. La figura 7.10 presenta un

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Figura 7.10 / Esquema básico de planta de generación solar térmica (Fuente: http://es.paperblog.com/energia-solar-termica-1002919/).

esquema de este tipo de centrales.

MW instalados al año 2020 (Protermosolar, 2015).

7.4.3.1 / Situación a nivel mundial de las centrales termosolares

En la región latinoamericana apenas se empiezan a considerar estas tecnologías. En Chile, la primera central de la región, de 110 MW (de torre central con sales y un factor del planta del 80 %), inició su construcción en 2014 a cargo de la empresa Abengoa-Chile. La planta tendrá un costo aproximado de 1.000 millones de dólares (Veoverde, 2015).

Entre las diferentes tecnologías existentes, las centrales de torre y los colectores cilíndrico-parabólicos son los más apropiados para proyectos de gran tamaño conectados a la red, en el rango de 30-200 MW, mientras que los sistemas disco-parabólicos son modulares y pueden ser usados en aplicaciones individuales o en grandes proyectos.

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Un reflejo del distinto grado de madurez de las distintas tecnologías lo constituyen los actuales proyectos en desarrollo. Mientras se tienen decenas de proyectos con tecnología cilíndrico-parabólica en distintas partes del mundo, la mayoría de proyectos de Torre se encuentran en España. Para finales del 2013, la potencia instalada con centrales termosolares en España alcanzó los 2.300 MW mientras que en USA la potencia total instalada llegó a los 1.730 MW. Otros países europeos como Italia, Francia y Grecia tienen también proyectos en funcionamiento o desarrollo. Por otro lado, aunque China tiene apenas un par de proyectos construidos, los planes oficiales buscan llegar a 3.000

Aunque en el Ecuador no se tiene aún proyectos temosolares en ejecución, se están investigando los potenciales sitios donde pudieran implementarse estas tecnologías. Por ejemplo, el Instituto Nacional de Eficiencia Energética y Energía Renovable – INER, en convenio con la Universidad de Cuenca, ha iniciado en el año 2015 el proyecto de investigación denominado “Elaboración de un mapa de irradiación solar directa normal y análisis de aplicaciones industriales, viabilidad tecno-económica e impacto ambiental de sistemas termosolares híbridos para el Ecuador”. El proyecto contempla entre sus principales objetivos la elaboración de un mapa de irradiación solar normal directa (DNI), el análisis de la viabilidad tecno-económica de alternativas de generación con concentradores termosolares y su posible hibridación con

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otros combustibles, como el gas natural y la biomasa, y la evaluación del impacto ambiental global de dichos concentradores mediante el Análisis de Ciclo de Vida (ACV).

7.5 / Energía Solar Fotovoltaica 7.5.1 / Conversión Fotovoltaica La tecnología solar fotovoltaica consiste en la conversión directa de la radiación del Sol en electricidad, conversión que se realiza a través de los módulos o generadores fotovoltaicos. El generador fotovoltaico, encargado de transformar la energía del Sol en energía eléctrica, está formado por varios módulos fotovoltaicos conectados en serie y/o paralelo, a su vez cada módulo fotovoltaico está formado por unidades básicas llamadas células fotovoltaicas o células solares. La conversión fotovoltaica ocurre sin necesidad de ciclos térmicos, cambios químicos o procesos mecánicos que impliquen partes móviles. Esta conversión se produce en los dispositivos llamados células solares que aprovechan ciertas propiedades de los materiales semiconductores. Un semiconductor es un sólido que permite la circulación de corriente a través de él bajo ciertas condiciones. De esta manera

puede operar como un conductor o un aislante según, por ejemplo, la radiación luminosa incidente. Cuando un fotón (partícula de luz, portadora de todas aquellas formas de radiación electromagnética) incide sobre una célula solar puede reflejarse, trasmitirse o absorberse, cediendo su energía a un electrón del material. Este electrón con exceso de energía podrá moverse por el material hasta alcanzar un contacto. El resultado es la generación por la luz de una corriente eléctrica (Egido Aguilera, 2012). En la Figura 7.11 se ilustra un semiconductor sobre el cual incide la luz y cómo se produce el fenómeno fotoeléctrico.

7.5.2 / Parámetros que definen el funcionamiento de una célula fotovoltaica A continuación se resumen los principales parámetros técnicos de una celda fotovoltaica: - Corriente de corto circuito ISC: es la corriente que se obtiene de la célula cuando la tensión en sus terminales es cero voltios. Constituye la máxima corriente que se puede obtener de la célula (valor típico ≈ 10-35 mA /cm2 de célula). - Tensión de circuito abierto VOC: Es la tensión en la cual los procesos de recombinación igualan a los de generación; por lo tanto la corrien-

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Figura 7.11 / Funcionamiento de la célula solar. (Fuente: Photovoltaic Power Generation, 1998).


te que se extrae es nula. Es la máxima tensión que puede extraerse de una célula (0,6 – 1 V por célula). - Potencia máxima PMax: La potencia de una célula viene dada por P = V I, pero al ser VOC máxima I es cero y al ser ISC máxima V es cero, por lo que en ambos casos P = 0, por lo que habrá un valor entre estos dos extremos en el cual P sea máxima (ecuación 8). (8)

- Factor de forma, FF: Para facilitar la descripción del punto de máxima potencia se define este número de forma que: (9) El máximo valor que puede tomar FF es 1, cuanto más próximo sea a la unidad, mejor será la célula. - Eficiencia (η): expresado en porcentaje (%), representa la relación entre la potencia que obtenemos de la célula y la potencia de la luz incidente en ella (ecuación 10). (10)

de cortocircuito. Los principales mecanismos de pérdida en esta corriente son: - Fotones cuya energía es menor que la de la brecha o gap del semiconductor. Es conveniente escoger un semiconductor de gap bajo para que la mayoría de fotones pueda ser absorbida, pero puede resultar perjudicial ya que la VOC está limitada por el valor del gap. - Pérdidas por transmisión, fotones que aún con energía mayor que la del gap no son absorbidos en el volumen de la célula. Esto hace que las células tiendan a ser gruesas pero no demasiado ya que aumentaría su resistencia, además la recombinación depende del volumen de la célula -Fotones reflejados por la superficie de la célula, para evitar esto se utilizan capas antireflectantes. - Fotones que inciden sobre la malla de metalización, el factor de sombra no puede ser demasiado grande, el uso de cubiertas prismáticas o de cavidades da un buen contacto eléctrico con el metal y disminuye el factor sombra. - La recombinación en cortocircuito, que son los pares electrón-hueco (e-h), que aun siendo creados desaparecen (se recombinan) antes de que el electrón pueda salir a circular por el circuito exterior a la célula.

Donde: PSOL: Potencia luminosa por unidad de área que se recibe del sol en forma de fotones (en condiciones estándar, 100 mW/cm2) A: Área de la célula (en cm2).

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7.5.2.1 / Corriente de cortocircuito y eficiencia cuántica Para obtener la máxima eficiencia en una célula fotovoltaica se debe maximizar su corriente

Por otro lado, la eficiencia cuántica de la célula consiste en irradiar la célula con fotones de longitud de onda conocida, y medir el número de electrones que circulan por el exterior. La eficiencia cuántica QE(λ), definida para una longitud de onda, λ, de los fotones, es el cociente entre el número de electrones y el número de fotones incidentes. Suele expresarse en tanto por ciento. Si f(λ) representa las funciones del espectro solar, la ISC viene dada aproximadamente por la ecuación 11:

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(11) Donde: h: Constante de Planck = 6,6262*10-34 Js c: Velocidad de la luz = 2,9979*108 m/s (en vacío) e: Carga del electrón = -1,6022*10-19 C La respuesta espectral SR(λ) es la corriente producida por la potencia de luz incidente para cada longitud de onda. Se relaciona con eficiencia cuántica mediante la expresión de la ecuación 12:

(12)

de saturación del diodo y es dependiente de la temperatura. A tensión constante, si la temperatura aumenta, I también aumenta, lo cual nos da una idea del grado de recombinación de la célula: células aparentemente idénticas son más recombinantes cuanto mayor sea el valor de IO(T). El denominado principio de superposición puede ser aplicado a las células solares; es decir, si se quiere obtener la corriente que pasa por una célula iluminada y sometida a una tensión V por efecto de la carga, podemos hacerlo sumando la corriente que pasaría por la carga pero con V=0 y la corriente que pasaría si no estuviese iluminada pero estuviese sometida a una tensión V de acuerdo a la ecuación 14. (14)

7.5.2.2 / Tensión de circuito abierto y corriente de oscuridad La estructura de una célula es la estructura de un diodo. Su característica I-V medida en la oscuridad corresponde a la característica exponencial de un diodo, como se muestra en la ecuación 13. En otras palabras, la corriente de oscuridad de debe a la recombinación de portadores que produce el voltaje externo necesario para poder entregar energía a la carga.

Donde: IL: corriente que pasa por la carga A tensiones bajas I ≈ IL ISC. A medida que la tensión crece, el segundo término de la ecuación va aumentando y la corriente disminuyendo y, por su carácter exponencial, lo hará de una forma brusca. La tensión de circuito abierto viene dada por la ecuación 15:

(13) (15) Donde: e: carga del electrón V: diferencia de potencial en los extremos del diodo n: factor de idealidad del diodo (valor comprendido entre 1 y 2) k: constante de Boltzmann T: temperatura absoluta La recombinación depende exponencialmente de la tensión, el parámetro IO(T) es la corriente

Cuanto más recombinante es la célula (mayor IO(T)) menor es la tensión de circuito abierto.

7.5.2.3 / Factor de forma, resistencia serie y paralelo El factor de forma se define como el cociente de potencia máxima que se puede entregar a una carga entre el producto de la tensión de

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circuito abierto y la intensidad de cortocircuito (ecuación 16):

(18)

(16)

Por otro lado, los materiales presentan una resistencia al paso de la corriente eléctrica, por lo que la presencia de la resistencia en serie y la resistencia en paralelo de la célula afectan al factor de forma y por medio de este a la eficiencia de la misma. Resistencia en serie, RS, es la resistencia interna de la célula y se debe a la malla de metalización, a la resistencia de contactos y a la resistencia del semiconductor. Resistencia en paralelo, RP, es debida a las imperfecciones en la unión pn, lo cual permite la fuga de corriente. La Figura 7.12 muestra el circuito equivalente de una célula solar.

(19)

En donde: (20)

7.5.2.4 / Dependencia de la temperatura Cuando las células fotovoltaicas están expuestas al Sol lógicamente se calientan y la eficiencia disminuye cuando aumenta la temperatura, debido sobre todo a la disminución que sufre la tensión de circuito abierto. Al aumentar la temperatura, mientras la corriente de cortocircuito aumenta muy ligeramente, la tensión de circuito abierto disminuye (aproximadamente -2.3 mV/ºC). Por la dependencia del FF con VOC, éste también disminuye al aumentar la temperatura. Como consecuencia la eficiencia de la celda decrece.

Figura 7.12 / Circuito equivalente de una célula solar.

Estos factores del circuito equivalente se pueden aplicar para obtener la ecuación característica de una célula solar (ecuación 17): (17)

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Cuando es dominante el efecto de la resistencia en paralelo se puede usar la ecuación 19:

Cuando es dominante la resistencia serie es posible utilizar la ecuación 18:

7.5.3 / Tipos de células fotovoltaicas Existen diferentes tipos de células fotovoltaicas dependiendo de su composición y modo de fabricación. Entre las más relevantes podemos destacar las siguientes:

7.5.3.1 / Células de silicio monocristalino Son las células fotovoltaicas más usadas en la actualidad (alrededor del 50 % del mercado

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actual), debido a su comparativamente buena relación rendimiento - precio. Esto puede deberse en gran parte a la gran industria que se ha montado sobre el silicio, ya que es la base de todos los transistores, circuitos integrados y otros componentes activos electrónicos. Hay que recordar que el silicio es el segundo material más abundante en la Tierra, después del oxígeno. Sin embargo, el silicio no se encuentra en estado puro y existen ciertos elementos de difícil eliminación. Por otra parte, se ha de fundir y hacerse crecer para formar un monocristal, etapa en la cual se invierte mucho tiempo y energía. Por el momento, su uso está un poco limitado para fabricar en cantidades tales que pudieran abaratar el costo del producto. Ello explica, al menos en parte, por qué la energía solar fotovoltaica es relativamente cara para su viabilidad económica en varios proyectos. Una célula solar de silicio monocristalino no es otra cosa que un diodo de unión P-N que se hace especialmente sensible a la iluminación, generando entonces la corriente eléctrica. El rendimiento de estas células a nivel comercial puede llegar al 15 % aproximadamente.

7.5.3.2 / Células de silicio policristalino Este tipo de células no necesitan un control exhaustivo de la temperatura en la solidificación del material de silicio, ni tampoco hace falta un crecimiento controlado de su red cristalina. Se le da el nombre de policristalinas, ya que la solidificación no se hace en un solo cristal sino en múltiples. Durante los años 1981-1982 se especuló con la posibilidad de un costo más barato que el monocristalino, cosa que no se ha conseguido a efectos reales de mercado, por lo que su uso no se ha extendido como en un principio se esperaba para este tipo de tecnología. Las células policristalinas pueden obtener rendimientos entre 7 y 8 % y tienen la ventaja de poderse fabricar en forma cuadrada, aprove-

chando consiguientemente la superficie útil del módulo fotovoltaico al reducir el espacio entre células más que si estas fueran de forma circular, como ocurre generalmente en las de silicio monocristalino.

7.5.3.3 / Células de arseniuro de galio – AsGa Estas células fotovoltaicas son quizá las más indicadas para la fabricación de paneles, ya que su rendimiento teórico alcanza límites cercanos al 27-28 % en su versión monocristalina. El problema principal radica en que este material es raro y poco abundante, por lo cual no se ha empezado su manipulación hasta hace relativamente poco tiempo, estando su tecnología poco avanzada y a costos elevados. Una característica interesante del AsGa es su elevado coeficiente de absorción. Otra característica importante es que puede trabajar a temperaturas altas, con menos pérdidas que el silicio monocristalino, lo que da una ventaja en sistemas de concentración.

7.5.3.4 / Células bifaciales Esta tecnología de fabricación consiste en crear una doble unión (normalmente N+-P-P+) de tal forma que la célula sea activa tanto en la cara frontal como en su cara posterior. Este procedimiento permite captar la radiación frontal y la reflejada en el suelo (albedo), que es transformada en electricidad en la parte posterior de la célula fotovoltaica. Lógicamente, la energía producida por el albedo es menor que la que produce la radiación directa, pudiendo llegar su valor al 30 % de la energía total, cuidando la calidad de la superficie de reflexión, así como ciertas condiciones mecánicas en la colocación del panel forma por este tipo de células. Las células bifaciales obtienen, por tanto, mejor rendimiento que las monofaciales, pero, lógica-

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mente, el costo de producción de estas células se eleva, ya que se necesitan varios tratamientos extras en el dopaje del silicio para crear las diferentes capas activas.

7.5.3.5 / Células de silicio amorfo La gran ventaja de utilización del silicio amorfo para la fabricación de células fotovoltaicas radica en el espesor de material a utilizar, ya que puede ser 50 veces más fino que el equivalente en silicio monocristalino. El silicio amorfo presenta un alto coeficiente de absorción, lo que permite la utilización de espesores de material activo muy pequeños. Los rendimientos no son muy altos (5-6 %), pero esta característica pudiera verse compensada por bajos costes de producción, lo que redundaría en una mayor aplicación de estos elementos en el mercado. Existen estudios para ver la viabilidad de fabricar células solares de silicio amorfo superponiendo varias capas, cada una

sensible a unas determinadas radiaciones, con lo cual se podrían obtener rendimientos próximos al silicio monocristalino, al sumarse la efectividad de cada una de ellas. El silicio amorfo y las células delgadas se presentan como grandes candidatos para ser la alternativa a corto plazo para la fabricación de células fotovoltaicas. Sin embargo, todavía deben resolverse problemas de inestabilidad en su eficiencia. Actualmente están siendo utilizadas para la fabricación de pequeños paneles para relojes, calculadoras y juguetes accionados por la radiación solar. En la Figura 7.13 se puede ver algunos ejemplos de células y paneles solares. En los últimos años se viene trabajando a nivel experimental en una serie de tecnologías y materiales alternativos al silicio convencional, lo cual hace prever que en el futuro el mercado de las células solares podría variar de manera importante. Las células fotovoltaicas orgánicas y el grafeno son ejemplo de ello. Ver gráfico a color / pag. 423

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Figura 7.13 / Algunos tipos de células y paneles fotovoltaicos. (Fuente: Handbook for Solar Photovoltaic (PV) Systems).

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Figura 7.14 / Estructura básica de un sistema fotovoltaico autónomo (Fuente: Alonso Abella, 2008).

7.5.4 / Componentes de un sistema fotovoltaico Si bien el módulo o generador fotovoltaico es el elemento esencial en un sistema, no es el único. En general el sistema fotovoltaico – SFV, a escala residencial, está formado por: • Un generador fotovoltaico • Una batería de acumulación • Un regulador de carga • Un inversor • El consumo (la carga) Una de las principales características de los generadores fotovoltaicos es que únicamente producen electricidad cuando reciben la luz del Sol (irradiancia solar). La cantidad de energía que generan es directamente proporcional a la irradiancia solar que incide sobre su superficie, misma que se mide en kWh/m2/día. Es por esto que es necesario incluir un sistema de almacenamiento de energía, en este caso baterías (Alonso Abella, 2008). En la Figura 7.14 se representa es esquema básico de conexión de los elementos del sistema fotovoltaico.

7.5.4.1 / El panel solar Un panel solar está constituido por un conjunto de células de iguales características, conecta-

das eléctricamente. Dicha conexión puede ser en serie o en paralelo, de forma que la tensión y corriente se ajusten a los valores deseados. Además, un panel dispone de otros elementos que le dan una adecuada protección frente a agentes externos, tales como: • Cubierta exterior de vidrio, debe permitir al máximo el paso de la radiación solar. • Encapsulante, de silicona o de EVA (etilen-vinil-acetato) • Lámina de protección posterior, evita el ataque de los agentes meteorológicos. • Marco metálico, le da rigidez e impermeabilidad al panel. • Cableado y bornes de conexión, protegidos de la intemperie en cajas estancas. • Diodo de protección, contra sobrecargas y circulación inversa de corriente.

La Figura 7.15 muestra las partes de un panel FV. Normalmente los paneles están diseñados para trabajar con sistemas de baterías cuya tensión es múltiplo de 12 V, tiene dos bornes, uno positivo y otro negativo; sus dimensiones, número de células, tensión y potencia pico pueden variar de acuerdo a los distintos modelos y fabricantes.

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Figura 7.15. / Panel FV (Fuente:http://www.cleanergysolar.com)

Las magnitudes eléctricas de un módulo fotovoltaico variarán si se producen cambios de irradiación, temperatura o radiación incidente, por lo que su característica viene determinada por la curva I-V (intensidad-tensión), la misma que está definida para condiciones estándar de medida, con un nivel de irradiación de 1 kW/m2, temperatura 25 ºC y una distribución espectral de radiación incidente de (A.M. 1,5). En la Figura 7.16 se muestra la curva característica de un panel solar fotovoltaico.

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Figura 7.16 / Curva de características eléctricas de un panel solar fotovoltaico

Los parámetros característicos de un panel solar son los siguientes:

Corriente de corto circuito (Isc), es la corriente máxima que entrega el panel al cortocircuitar sus terminales (V = 0). Tensión de circuito abierto (Voc), es la tensión máxima que se puede medir sobre el panel y se da cuando el circuito está sin carga y no hay circulación de corriente (I = 0). Potencia Pico (Pmax), es la potencia que cederá el panel solar para las condiciones nominales de 1000 W/m2 de radiación y 25 °C de temperatura del panel. Algunos fabricantes incluyen sistemáticamente diodos de paso (by-pass) en sus módulos fotovoltaicos, para protegerlos contra el fenómeno de “punto caliente”. Los diodos de bypass protegen individualmente a cada panel de posibles daños ocasionados por sombras parciales. Deben ser utilizados en disposiciones en las que los módulos están conectados en serie. Los diodos de bypass impiden que cada módulo individualmente absorba corriente de otro de los módulos del grupo, si en uno o más módulos del mismo se produce una sombra.

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7.5.4.2 / Estructura de soporte • Las estructuras de soporte deben ser capaces de resistir, como mínimo, 10 años de exposición a la intemperie sin corrosión o fatiga apreciables. • Las estructuras de soporte deben soportar vientos de 120 km/h, como mínimo. • Se pueden utilizar muchos materiales para las estructuras de soporte, entre ellos acero inoxidable, aluminio, hierro galvanizado con una capa protectora de 30 μm, madera tratada, estructuras en fibra de vidrio, etc. • En el caso de módulos fotovoltaicos con marco, su fijación a los soportes sólo puede realizarse mediante elementos (tornillos, tuercas, arandelas, etc.) de acero inoxidable. El ángulo de inclinación debe permitir la mayor captación de energía solar durante el peor mes, es decir el mes con la peor relación entre los valores diarios de la irradiación y el consumo, ambos en media mensual. Generalmente puede suponerse que la demanda de los usuarios es constante, lo que lleva a la fórmula (ecuación 21): (21)

Donde:

Φ es la latitud del lugar de instalación.

Es útil señalar que pequeñas desviaciones acimutales en la alineación sur-norte (+/- 30°) y/o de inclinación (+/- 10°) tienen una influencia relativamente pequeña sobre la captación de radiación y, en consecuencia, sobre la producción del panel fotovoltaico.

7.5.4.3 / El regulador El regulador de carga es un equipo capaz de evitar la sobrecarga del acumulador a la vez

que limita la tensión a unos valores adecuados para el mantenimiento, en estado de flotación, del grupo de baterías. La misión del regulador de carga es de suma importancia en la mayoría de los casos, ya que se trabaja con una fuente de energía totalmente variable a lo largo del día y del año. De no existir un sistema regulador, puede producirse un exceso de corriente que sería capaz de hacer hervir el electrolito con la consiguiente pérdida de agua y deterioro del grupo acumulador, al no poderse limitar la tensión. Generalmente el control del estado de carga de las baterías se realiza mediante la medida de la tensión en bornes, usando los datos proporcionados por los diferentes fabricantes de baterías, ya que existe una relación entre estos dos parámetros. De esta forma, el circuito de control del regulador de carga sabe cuándo debe empezar a actuar limitando la tensión y corriente proporcionada por el grupo fotovoltaico. Consiguientemente el regulador controla constantemente la tensión de los acumuladores durante el proceso de carga. Una vez se ha completado la carga del acumulador, el regulador interrumpe el paso de corriente, evitando de esta forma la pérdida de electrolito y un posible calentamiento de los acumuladores. Cuando la tensión del acumulador desciende, el regulador vuelve a permitir el paso de corriente desde el panel. Por otra parte, una descarga excesiva de los acumuladores puede producir daños irreparables en su capacidad útil. Consecuentemente, el regulador suele incluir un dispositivo a modo de señal acústica y/o luminosa indicando que se ha alcanzado el máximo de la descarga permitida, incluso en la actualidad disponen de una pantalla o “display”. De esta forma el usuario puede evitar descargas profundas preservando por tanto la vida útil de las baterías. Ciertos reguladores informan del estado de carga de los acumuladores de forma continua para que el usuario pueda planificar y gestionar mejor el consumo en función de la energía útil

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disponible. De igual manera hay reguladores que ofrecen información sobre la energía cedida por los paneles fotovoltaicos, así como la que se acumula y la que se consume. En la actualidad gran parte de los equipos reguladores incluyen un elemento sensible a la temperatura (termistor) que varía automáticamente los ajustes de carga, alarma y desconexión por descarga en función de la temperatura ambiente, con lo que se consigue controlar correctamente la carga y descarga de un acumulador a cualquier temperatura, alcanzando siempre el 100 % de la carga y no permitiendo pérdidas innecesarias de electrolito. Con el avance de los microprocesadores y microcontroladores algunos fabricantes han desarrollado reguladores muy versátiles que se adaptan fácilmente a las diferentes condiciones de trabajo, a diferentes niveles de tensión (12 V o 24 V) y diferente tipo de baterías.

solar, derivando con ello la corriente y apartándola de las baterías. Los reguladores de este tipo han de disipar toda la corriente de salida del grupo solar cuando el sistema alcanza el estado de plena carga. Esto resulta una tarea razonable cuando los sistemas eléctricos solares son pequeños, pero con los grandes sistemas se requieren disipadores térmicos de grandes dimensiones o disipadores menores múltiples los que conduce a problemas de fiabilidad y de costo elevado. Consiguientemente, estos reguladores son rentables aplicándolos cuando la potencia de los módulos no sea excesivamente grande, ya que su precio puede equipararse entonces a los reguladores tipo serie con mayores prestaciones y capaces de manejar una mayor corriente procedente del grupo fotovoltaico.

Regulador serie La incorporación de un sistema de captura de datos, tanto de generación como de consumo, condiciones de trabajo, etc., pueden ser almacenados en una memoria acondicionada para este efecto y luego los datos pueden ser evacuados a un computador. Este beneficio resulta ideal para controlar el funcionamiento correcto de los sistemas e investigar variaciones de demanda. Los reguladores pueden clasificarse en reguladores en paralelo o “shunt” y reguladores en serie. La misión en ambos casos es la misma y se diferencian en la forma de trabajo y prestaciones de cada uno de estos elementos.

Regulador paralelo

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Estos reguladores se encuentran colocados en paralelo con el grupo generador solar y el sistema de baterías, detectando la tensión de los bornes de la batería y cuando ese potencial alcanza un valor establecido de antemano, crean una vía de baja resistencia a través del grupo

Actualmente se puede encontrar un tipo de regulador de carga que no disipa virtualmente nada de energía y que se le ha denominado tipo serie. Estos aparatos se basan en el concepto de la regulación en serie, en la que el grupo solar se desconecta del sistema de baterías cuando se logra un estado de plena carga. Es decir, este equipo es equivalente a un interruptor conectado en serie que proporciona una vía de baja resistencia (de miliohmios) desde el grupo solar al sistema de baterías durante la carga, y un circuito abierto entre el grupo solar y la batería cuando está se encuentra plenamente cargada. En el regulador serie no se disipa nada de energía en uno u otro estado, porque cuando está en la posición CERRADO no hay caída de tensión en el interruptor y cuando se encuentra en la posición ABIERTO, no hay paso de corriente. La única potencia consumida es requerida en el interior del equipo para los circuitos de detección y control. La gran ventaja de los reguladores serie radica en su instalación en grandes

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sistemas, ya que su reducido tamaño y la ausencia de disipación de calor los hacen aptos para su inserción en cabinas completamente herméticas que deben trabajar en unas condiciones adversas. Existen otros tipos de reguladores, pero son usados en mucha menor proporción que los anteriores, como por ejemplo aquellos en los que, una vez que la batería está cargada, desvían la corriente proporcionada por los módulos solares hacia otro circuito que puede estar conectado, por ejemplo a una bomba de agua. De esta forma, nunca se desaprovecha la energía que pueden suministrar los paneles fotovoltaicos. Para sistemas de gran tamaño se han desarrollado reguladores que se autorregulan para trabajar siempre en el punto de máxima potencia generada por los paneles, de igual manera se han desarrollado reguladores para sistemas híbridos, con aporte fotovoltaico, pero constituyen aplicaciones especiales no recomendadas para Sistemas Fotovoltaicos Domésticos.

Luminarias en Corriente Continua El hecho de proporcionar la iluminación a corriente continua en vez de alterna, incide directamente sobre el precio final de la instalación, pues, aunque las luminarias pueden salir algo más caras, se evita la compra de un convertidor CC/CA, a la vez que se reducen las pérdidas por rendimiento de este aparato, incrementando la confiabilidad del sistema al disminuir el número de equipos.

Luminarias fluorescentes La iluminación fluorescente presenta ventajas fundamentales frente a la iluminación por lámparas incandescentes pues para un mismo nivel de iluminación se ahorra gran cantidad de energía y la potencia necesaria es mucho menor. Las lámparas fluorescentes, sin embargo, tienen la necesidad de una reactancia o balastro para poder funcionar a corriente continua, pero en los últimos años se han desarrollado estos sistemas convirtiendo esta alternativa segura y fiable para la iluminación en instalaciones fotovoltaicas.

7.5.4.4 / Cargas eléctricas en corriente continua Existen distintos equipos adaptados para trabajar con corriente continua. La mayoría de estos equipos fueron creados inicialmente para la industria de la automoción, autocarabanas y remolques, campings, etc. Actualmente se pueden encontrar en el mercado gran cantidad de electrodomésticos adaptados a la tensión de 12 VCC empezando por luminarias, radios, lavadoras, televisiones, refrigeradoras, bombas, etc. Por otra parte estos equipos generalmente están diseñados para tener una alta eficiencia y de este modo aprovechar al máximo los recursos energéticos disponibles, lo cual los convierte en ideales para su empleo en instalaciones solares fotovoltaicas.

Es muy importante que la frecuencia de oscilación del transistor de la reactancia esté por encima de los 20 kHz, ya que además de no producir interferencias radiofónicas, ni ser audible para el oído humano, emite un flujo luminoso de aproximadamente un 15% mayor que el previsto para una frecuencia de 60 Hz. Por este y otros motivos, la utilización de equipos fluorescentes a corriente continua es muy económica, dado que su consumo eléctrico a igualdad de lúmenes es significativamente menor. Sin embargo, algunos usuarios la considerada muy fría y poco agradable. Existen lámparas con colores cálidos de alto rendimiento que obtienen las ventajas de las luminarias fluorescentes, respecto al ahorro energético, y las de las lámparas incandescentes, en cuanto a la calidad de la iluminación. Estas lámparas,

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aunque requieren una inversión ligeramente mayor, garantizan un grado de iluminación agradable. Los rendimientos lumínicos en la actualidad están próximos a los 55 lúmenes por vatio (lm//W) y la durabilidad se ha incrementado llegando a superar las 10.000 horas de uso cuando el arranque se produce en frío. Un problema que amerita tener presente es la potencial contaminación por metales pesados cuando se disponen de las lámparas usadas. La cantidad de mercurio recomendada como máxima es de 5 mg por luminaria. El problema se presenta cuando al no dar un manejo adecuado de las luminarias que han culminado su vida útil estas se desperdigan en la zona.

Luminaria con tubo fluorescente Disponen de un balasto y un tubo independientes, los sócalos para conexión tiene dos entradas cada uno. Como ventaja de estas luminarias cabe citar la

doras para sistemas de 110 V ca (Figura 7.18). La principal ventaja es su costo, alta durabi-

Figura 7.18 / Luminaria compacta (Fuente: http://www.phocos.com).

lidad, fácil montaje y son las más difundidas. Como desventaja podemos citar que al estar constituida en solo cuerpo, al dañarse solo el balasto o solo la luminaria, deben sustituirse simultáneamente los dos elementos.

Luminarias semicompactas

Figura 7.17 / Lámpara de tubo fluorescente.

Mezclan las características de las dos anteriores. Se montan en una boquilla E-27, pero el balasto se puede separar de la luminaria, así en caso de fallo se puede sustituir solo la parte afectada (Figura 7.19). A pesar de ser muy convenientes, son poco difundidas.

disponibilidad de usar los mismos tubos fluorescentes que se aplica para lámparas de 110 V ca. Como desventaja, al ser los tubos de mayor diámetro utilizan una mayor cantidad de mercurio, además son las que han presentado mayor problema en los balastos.

Luminaria compacta

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El balasto y la lámpara están en un solo elemento se conectan en una boquilla común E-27, el tubo es de menor diámetro, para potencias superiores a 15 W se fabrican las tipo rollo, su apariencia es similar a la lámparas ahorra-

Figura 7.19 / Luminarias semicompactas (Fuente: http:// www.phocos.com).

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Luminarias LED Están constituidas por un conjunto de Diodos Emisores de Luz, LEDs, por sus siglas en inglés. Estos elementos semiconductores en la actualidad son los que presentan el más alto rendimiento lumínico y sus proyecciones para el futuro son muy buenas. Por el momento, debido a su muy bajo consumo, se ha constituido en el medio ideal para sistemas de señalización, vallas publicitaras, semaforización, etc. (Figura 7.20).

Figura 7.20 / Luminaria LED (Fuente: http://www.phocos. com).

fotovoltaicos y almacenada en la batería en corriente alterna necesaria para diferentes dispositivos. Los inversores o convertidores CC/CA constan de un circuito electrónico realizado con transistores y tiristores, que trocea la corriente continua alternándola y creando una onda de forma cuadrada. Este tipo de onda puede ser ya utilizada después de haberla hecho pasar por un transformador que eleva la tensión, teniendo entonces los denominados convertidores de onda cuadrada, o bien si se filtra, obtener una forma de onda sinusoidal igual a la de la red eléctrica. Existen otros tipos de convertidores más sofisticados, entre ellos los que en vez de crear una onda cuadrada crean una onda escalonada que sigue la forma sinusoidal mediante un filtro menos complicado que el utilizado en el caso de una onda cuadrada. Para algunas aplicaciones en energía solar es suficiente utilizar convertidores de onda cuadrada, pues no son especialmente sofisticadas (pequeños motores, herramientas eléctricas de muy baja potencia), y presentan habitualmente un rendimiento más elevado, ya que al no existir filtro las pérdidas son más pequeñas.

7.5.4.5 / Inversores

El rendimiento de los inversores tendrá que ser considerado en los cálculos de la demanda de energía. Por otra parte, el rendimiento del inversor disminuye a medida que utilizamos menos potencia de la nominal del equipo inversor. Por tanto debemos ajustar la potencia del inversor lo mejor posible a nuestras necesidades reales de la instalación. El valor de este rendimiento se debe buscar en los datos proporcionados por el fabricante, preferentemente para diferentes potencias, pues en muchas aplicaciones el consumo nominal del equipo será variable, por lo que tendremos que promediar este valor aproximándonos al rendimiento medio de las diferentes potencias consumidas (Ver Figura 7.21).

Estos dispositivos sirven para transformar la corriente continua generada en los paneles

Como regla general práctica, en toda instalación de energía solar se debe utilizar lo menos

Esta tecnología, que actualmente se encuentra en una fase de desarrollo para aplicaciones domésticas, debe aún superar algunos problemas como difusión de la luz producida y trabajar en todas las longitudes de onda del espectro de la luz visible para sistemas de iluminación de calidad. Además, el costo de estas luminarias es aún elevado comparado con el de sus pares fluorescentes. Por su bajo consumo resulta adecuada para sistemas de iluminación móviles; funciona como una linterna de alta eficiencia, lo que podría permitir su uso en proyectos de electrificación rural.

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Figura 7.21. / Curva de rendimiento de un inversor en función de la carga (Fuente: www.solarweb.net)

posible los inversores y tratar por todos los medios de alimentar los equipos en corriente continua. Esta afirmación se hace por dos motivos: uno es el costo final, que seguramente saldrá más alto, y otro es una razón de fiabilidad, ya que todos los equipos al estar alimentados por el convertidor quedarían sin funcionar si éste sufriera una avería.

el costo y el consumo global. Se deben tener en cuenta que los inversores de arranque automático usualmente necesitan una potencia de unos 20 W, aproximadamente, para detectar su conexión. Por debajo de esta potencia el inversor no arranca.

7.5.4.6 / Subsistemas de acumulación (Baterías)

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La gama de convertidores en el mercado es amplia, tanto en onda cuadrada como en onda senoidal, y la decisión de utilizar uno u otro se deberá de tomar en función del tipo de carga que se le conecte, aunque lógicamente el que siempre la hará funcionar perfectamente será el de onda senoidal que, en contrapartida, presentará un costo más alto. Otra posibilidad de elección de los convertidores es el arranque automático, que consiste en un circuito adicional que al detectar la conexión de una carga, automáticamente da orden a la etapa de potencia del convertidor para su puesta en marcha. Una vez que la carga deja de consumir, el convertidor se para y tan sólo queda en funcionamiento el equipo detector con un bajo consumo. Este tipo de convertidores es muy conveniente utilizarlo cuando las cargas se conectan y desconectan varias veces al día. Si, por el contrario, el uso fuera esporádico, convendría entonces usar uno de encendido manual que reduciría

El acumulador o batería es un dispositivo electroquímico que almacena energía eléctrica en forma de enlaces químicos. Un acumulador convencional está constituido por uno o varios vasos interconectados. Cada vaso se conforma por una lámina de plomo (Pb) y otra de dióxido de plomo (PbO2), sumergidos en un electrolito resultante de la mezcla de ácido sulfúrico (Figura 7.22). En el acumulador se produce la siguiente reacción química (Ecuación 22):

(22)

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Figura 7.22 / Esquema de una batería Pb-ácido.

7.5.4.6.1 / Parámetros Eléctricos de un Acumulador Capacidad de almacenamiento de energía Es la cantidad de electricidad que puede obtenerse durante una descarga completa del acumulador plenamente cargado. Se mide en Ah para un determinado tiempo de descarga.

ma es aquel que permite una descarga continua de 20 horas de duración, al cabo de la cual la energía en reserva en la batería representa el 20% de la máxima con la que comenzó.

Régimen de carga/descarga

Corrientes en exceso de C/20, si no son debidas a transitorios en la carga de corta duración, generan una disipación de calor (I2 x ri, siendo r la resistencia interna de la batería) que daña a la batería en forma permanente. En particular, la batería del ejemplo no puede entregar 200A, durante una hora, en forma continua, ya que, para preservar la vida útil del equipo, el proceso químico no puede ser acelerado por sobre un máximo.

Es la corriente aplicada a la batería para restablecer/extraer la capacidad disponible, normalizado respecto a la capacidad.

Profundidad de descarga (Depth of Discharge, DOD)

Ejemplo:

Capacidad a 100 horas = 200 Ah C100 = 200Ah

Ejemplo: régimen de descarga de 10 h. en una batería de 200 Ah es:

Este parámetro representa los Amperios-hora extraídos de una batería plenamente cargada. Se determina en tanto por ciento. Ejemplo: en una batería de 200 Ah, extraemos 120 Ah, la profundidad de descarga es:

Máxima Corriente de Descarga La industria ha estandarizado la prueba que determina el valor de la máxima corriente de descarga. Esto permite comparar distintos modelos de baterías. El valor de la corriente máxi-

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Cuando se efectúa la prueba para determinar el valor en Ah de una batería solar, la DOD debe alcanzar un mínimo de 80 %.

Estado de Carga (state of charge, SOC)

Capacidad de Acumulación

Ciclo: Representa la secuencia de carga/descarga para una profundidad y régimen de descarga determinados.

La cantidad de energía que puede ser acumulada por una batería está dada por el producto del voltaje nominal por el número de Ah, este producto se mide en Wh o kWh, dependiendo de su valor. Por lo tanto:

Es la capacidad disponible expresada en tanto por ciento de la capacidad nominal.

Ciclos de Vida: Es el número de ciclos que una batería puede soportar funcionando de manera correcta, sin daño permanente ni afección a su vida útil.

Wh = Voltaje nominal x Ah En el presente ejemplo, la capacidad de acumulación, a un voltaje de 12 Vcc, será: Wh = 12 x 200 = 240 Wh

Vida Útil: La vida útil de una batería representa el periodo durante el cual es capaz de operar para determinadas condiciones manteniendo la capacidad y el rendimiento. En la práctica, la vida útil de una batería solar suele verse acortada debido a un uso indebido (por ejemplo, sulfatación prematura en sus bornes).

Voltaje de Corte Es el voltaje para el que se finaliza la descarga de la batería. Es función del régimen de descarga y del tipo y modelo de batería. En la Figura 7.23 se muestra el voltaje de corte (máximo y mínimo) de un vaso, durante un tiempo dado (12 horas).

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Figura 7.23 / Curva de voltaje de corte

Rendimiento (η): El rendimiento de una batería puede expresarse de dos formas: • FARÁDICO (Ah): Relación entre carga extraída (en Ah) y carga total (Ah) requerida para establecer el estado inicial de carga.

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• ENERGÉTICO (Wh): Igual que el anterior, pero en Wh.

7.5.4.6.2 / Tipos de Baterías para Aplicaciones Fotovoltaicas A partir de su aparición en 1859, las baterías han ido evolucionando y se han desarrollado diferentes tecnologías que comprenden el uso de nuevos materiales, modelos, disposición de los elementos, etc. Estas nuevas tecnologías buscan mejorar rendimientos energéticos, vida útil, disminuir el mantenimiento, mejorar la seguridad y bajar costos. En algunos de los nuevos modelos es posible encontrar una nueva terminología introducida por los fabricantes de esta nueva batería, es así que parece la llamada unidad de energía de vida, LEU en inglés (Life Energy Unit). El número de LEUs dado para un determinada unidad, representa el número de KWh que ésta será capaz de entregar durante su vida útil. No todas las baterías pueden instalarse en sistemas fotovoltaicos domésticos - SFD, debido a las condiciones especiales de trabajo de dichos sistemas. Sin embargo, actualmente existen varias opciones a ser consideradas durante el diseño e instalación de un SFD, dependiendo de factores como la calidad y costo. Aunque inicialmente los SFD eran instalados con baterías de plomo - ácido convencionales, hoy en día se tienen nuevos tipos de baterías. A continuación se resumen las principales características de los diferentes tipos de baterías.

Baterías Pb-ácido convencionales Su funcionamiento se explicó al inicio de esta sección. Son las más económicas y difundidas, requieren mantenimiento permanente, se debe vigilar el nivel de electrolito el mismo que debe ser nivelado periódicamente con agua destilada, su vida útil es limitada. Desde el punto de

vista ambiental, son dispositivos que deben disponerse adecuadamente al finalizar su vida útil pues contienen metales pesados y ácidos.

Baterías Pb-ácido libres de mantenimiento (SLI) Son similares a las baterías convencionales Pb-ácido, pero disponen de una malla de condensación para el vapor de agua que se produce en los procesos de carga y descarga, por lo tanto no requieren que se le agregue agua destilada para corregir el nivel de electrolito. Las baterías SLI de “bajo mantenimiento”, a veces comercializadas bajo el nombre de “baterías libres de mantenimiento”, a menudo utilizan aleaciones de plomo y calcio en las rejillas. El calcio aumenta el voltaje al que comienza a producirse el gaseo, pero reduce la cohesión del material activo de las placas. En consecuencia, el calcio reduce el consumo de agua, pero también reduce la resistencia al ciclado de la batería. Estas baterías son particularmente vulnerables a los daños por descargas profundas. Además están sujetas a deterioro por grandes variaciones de temperatura. Por esta razón, muchos diseñadores de sistemas fotovoltaicos recomiendan no utilizarlas en aplicaciones fotovoltaicas en países cálidos. Sin embargo, la característica “libre de mantenimiento” resulta muy atractiva para algunos, y estas baterías se han utilizado extensamente en algunos países, como por ejemplo Brasil.

Baterías tubulares Su principio de funcionamiento es también similar al de las baterías convencionales Pb-ácido, pero en estas baterías los electrodos se reducen a hojas metálicas, las que son enrolladas, formando un cilindro. El separador, de muy poco espesor, tiene depresiones, donde se coloca el electrolito, el que tiene una estructura pastosa. Los cilindros así formados constituyen las celdas en esta batería.

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El diseño del separador y el alto grado de compactación entre electrodos ayudan a crear una estructura mecánica monolítica, la que se ve reforzada por el diseño de la caja, que sigue las curvaturas de los cilindros internos, el uso de un electrolito pastoso, un empaquetado ceñido y una caja hermética. El costo de estas baterías es mayor que el de una batería de Pb-ácido con electrolito líquido de muy buena calidad (entre un 30 y 50 % adicional). Las baterías de este tipo para uso fotovoltaico son de mejor calidad y están hechas con placas tubulares y rejillas con bajo contenido de Sb-Se. Con estas baterías se pueden alcanzar vidas útiles superiores a 8 años, con frecuencias de mantenimiento entre 1 y 2 veces al año. Una desventaja particular de las baterías tubulares en sistemas fotovoltaicos domésticos es que no aceptan fácilmente regímenes de carga muy bajos, además, son caras y están poco disponibles en los mercados actuales de los países en desarrollo.

Baterías AGM Los vendedores de baterías herméticas ofrecen actualmente un sólo tipo de construcción, el que se conoce por las sigla inglesa AGM (Aggregated Glass Mat). La mejor traducción sería electrolito contenido en un conglomerado con paño absorbente (mat) cristalizado. El paño es el separador de placas, que está hecho de una estructura fibrosa fina de silicio y boro, la que tiene una apariencia cristalizada o de fibra de vidrio (fiberglass). El electrolito, que ha sido reducido a una densa estructura gelatinosa, pasa a formar parte del conglomerado. Las baterías de este tipo usan también un electrolito de ácido y agua, pero la solución tiene un grado de saturación menor que la del electrolito líquido. Aunque su costo es aún una barrera, las ventajas de estas baterías hacen que su nivel de adopción sea creciente en todo el mundo y particularmente en SFD.

Ventajas de las baterías AGM Baterías con electrolito tipo GEL Si los gases generados en la batería de Pb-ácido pueden ser parcialmente o totalmente recombinados, la caja de la batería puede ser hermética. Esta solución es la usada en las baterías con electrolito gelatinoso o tipo gel (gel cell batteries, en inglés). El grado de recombinación depende de la actividad química en el electrolito (valor de la corriente). Este tipo de baterías pueden llegar a ser hasta 20 % más costosas que sus pares Pb-ácido.

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Baterías GEL-VRLA Son baterías tipo GEL que para situaciones de emergencia, como un cortocircuito externo, poseen una válvula de seguridad, y de allí que también se las conozcan por la abreviatura inglesa VRLA (Valve Regulated Lead Acid) o batería Pb-ácido regulada por válvula.

• Toleran más abuso que otras baterías del tipo hermética, ya que el grado de recombinación de los gases de carga es algo superior al 99 %. • Tienen una auto-descarga que no excede el 3 % por mes (a 25 °C). • Pueden ser recargadas al 100 %, aún si han perdido completamente su carga. • Nunca desparramarán el electrolito (aún si se rompiere la caja), convirtiéndose en la solución ideal para instalaciones en donde el movimiento constituye un problema (boyas, embarcaciones o aviones). • Resultan muy seguras cuando son instaladas dentro del hogar.

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• No dejan escapar grandes cantidades de gases al ser cargadas (menos del 4 % del total), siendo ideales en aviones o en instalaciones fotovoltaicas donde el banco de baterías debe ubicarse en un lugar habitable.

sar que el costo operacional (costo a largo plazo) es mucho menor (5 veces) al de una batería del tipo Pb-ácido de igual capacidad.

• Como no requieren mantenimiento (agregado de agua), se las usa en instalaciones donde la supervisión no es frecuente o es nula, como repetidores telefónicos en la montaña. Esta característica puede ser útil cuando el usuario de un sistema FV no quiere o puede mantener el banco de batería. Muchos sistemas FVs integrales (sistemas listos para ser usados) incluyen este tipo de batería.

Las baterías solares de Ni-Cd se fabrican con un procedimiento completamente diferente del usado para las versiones pequeñas, evitando el efecto “memoria” de dichas baterías (baterías para computadoras portátiles y celulares). Este tipo de baterías usa un diseño llamado “placas con bolsillos” (pocket plate, en inglés). Las placas son de acero inoxidable, con depresiones (bolsillos) donde se coloca el material activo. El electrolito de estas baterías es una solución de agua e hidróxido de potasio, el que requiere una fina capa de aceite en la superficie superior para evitar su oxidación por el oxígeno del ambiente.

• Resisten mejor las bajas temperaturas ambientes.

Ventajas de las baterías de Ni-Cd

• No necesitan ecualización (a diferencia de las baterías Pb-acido convencionales)

Desventajas de las baterías AGM • El costo es dos a tres veces superior al de una batería Pb-ácido con electrolito líquido. • La corriente y el voltaje de carga son más bajos que para la de electrolito líquido (mayor tiempo de carga). • No pueden ser almacenas sin mantenimiento por periodos largos de tiempo, debido a su autodescarga, pueden producirse descargas profundas que repercuten en su vida útil.

Baterías Níquel-Cadmio (Ni-Cd) Las baterías de Ni-Cd se caracterizan por ser de ciclo profundo. A pesar de su gran calidad no han podido suplantar a las baterías Pb-ácido, debido a su alto costo inicial (6 a 8 veces), a pe-

• Toleran más abuso que su equivalente de Pb-ácido, ya que soportan, sin dañarse, cargas y descargas excesivas, y pueden trabajar con bajo estado de carga sin deteriorarse. • Toleran una mayor PdD (cerca del 100 %). • Tienen una mayor eficiencia con bajas y altas temperaturas y soportan sin problemas una alta combinación de temperatura y humedad ambiente. Esta última característica las convierte en la solución ideal para climas tropicales. • No tienen problemas de sulfatación de las placas o congelación del electrolito. • La autodescarga, inicialmente elevada, disminuye con el tiempo, permitiendo largos periodos de almacenamiento con una retención considerable de la carga inicial. • La vida útil es de más de dos veces la de una batería solar de Pb-ácido de igual

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capacidad. Los fabricantes de más experiencia con este tipo de baterías, las garantizan por 20 años. Desventajas de las baterías de Ni-Cd • La característica de descarga es la mayor desventaja, ya que el voltaje de salida permanece prácticamente constante (extremadamente baja resistencia interna) hasta que, súbitamente, su capacidad de almacenaje se ve agotada. En ese momento el voltaje de salida cae en forma vertiginosa, no permitiendo al usuario tener un “aviso previo”. • La evaluación del estado de carga requiere medir el voltaje de salida con un voltímetro que tenga la suficiente resolución y precisión para que la lectura contenga dos decimales significativos, ya que la diferencia en voltaje entre una celda cargada u otra descargada es muy pequeña (1,4 V cargada; 1,1 V descargada). • El electrolito de una batería de Ni-Cd tiene un rol pasivo. Sólo actúa como transportador de cargas, y por lo tanto, no hay variación alguna en su densidad entre una celda cargada o descargada. No es posible usar un densímetro para determinar el estado de carga • El bajo voltaje por celda obliga a la incorporación de un mayor número de celdas/ batería para obtener voltajes cercanos a los 12 V. La Figura 7.24 muestra los tipos de baterías más usadas en los SFD.

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Actualmente se han demostrado las ventajas de las baterías de ion de metal (litio, aluminio, potasio, sodio), particularmente una mayor densidad energética comparada con sus contrapartes convencionales. Por ejemplo, las propiedades de las baterías de Li-ion, como la

Figura 7.24 / Principales tipos de baterías (Fotos 1, 2 y 3; Fuente: www.supertiendasolar.es. Foto 4. Fuente: www.alimarket.es)

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ligereza de sus componentes, su elevada capacidad energética y resistencia a la descarga, junto con el poco efecto memoria que sufren y su capacidad para funcionar con un elevado número de ciclos de regeneración, han permitido diseñar acumuladores livianos de alto rendimiento, de pequeño tamaño y variadas formas, especialmente adaptados a aplicaciones electrónicas (teléfonos móviles, computadores portátiles, etc.) (Wikipedia, 2015b). Estas baterías están siendo también usadas en los últimos años en sistemas fotovoltaicos aislados.

7.5.4.6.3 / Diferencias entre baterías para aplicaciones solares y las baterías para vehículos Existen varios casos reportados respecto a que una vez que una batería de un Sistema Fotovoltaico Doméstico (SFD( se avería o ha concluido su vida, es reemplazada por baterías convencionales usadas en vehículos. Esta solución puede resultar ventajosa al inicio, particularmente por costo y disponibilidad de la alternativa, pero se convierte en un verdadero problema para el buen funcionamiento del SFD, por las siguientes razones: • Las baterías de un sistema FV doméstico para uso nocturno deben entregar una corriente cercana o igual a su máximo, durante varias horas, sin poder ser recargadas. • La batería en un automotor debe entregar, en menos de 30 segundos, una corriente transitoria cuyo valor pico alcanza 1.000 A (por unos 3 segundos), pero tiene asegurada una recarga inmediata, que continúa mientras el motor funcione. Se nota entonces que el régimen de las cargas es completamente distinto. Por lo tanto, los parámetros eléctricos que son importantes en una batería solar, como la capacidad (Ah) y la PdD, no tienen importancia en una batería automotriz.

La calidad de una batería solar está determinada por la capacidad de acumulación (Ah x V) y entrega (PdD) de energía durante largos períodos de actividad. La calidad de una batería automotriz está relacionada con los valores de corriente que puede entregar durante el arranque, a temperaturas bajas. Baterías solares de 250 Ah son frecuentemente usadas en sistemas FVs de bajo consumo para uso doméstico, mientras que la batería automotriz de mejor calidad sólo alcanza los 60 Ah. Por otro lado, distintos requerimientos se traducen en distintas técnicas de construcción para las placas que forman las celdas. Las de una batería solar tienen una mayor cantidad de material activo por unidad de volumen, para alargar la vida útil de las mismas. En las baterías para automotor lo que importa es obtener una baja densidad de corriente (A/ cm2) para minimizar la caída de voltaje por celda cuando circula la corriente de arranque. Por ello usan placas de plomo esponjoso, el que ofrece la mayor superficie de conducción para un volumen dado volumen de carga. Esta diferencia de diseño hace que una batería solar de 6 V (3 celdas), con volumen muy similar a la de 12 V para un automotor (6 celdas), pese más de 28 kg (62 lb). El incremento del material activo explica, asimismo, el mayor costo asociado con las baterías solares. Es evidente que una batería solar y otra de automotor son versiones totalmente diferentes. El análisis llevado a cabo refuerza el concepto dado en la sección anterior, donde se indicó que cada tipo de batería satisface las necesidades de una carga específica. Si se usa para el banco de reserva baterías de automotores, su duración será extremadamente corta, viéndose obligado a cambiarlas frecuentemente, y comprometiendo el grado de confiabilidad del sistema.

7.5.5 / Requisitos ambientales Los SFD, por su naturaleza, generan impactos ambientales no relevantes tanto en su etapa

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de instalación como en su operación. Sin embargo, se deberá tener presente que, una vez cumplida su vida útil, varios de los dispositivos que conforman un SFD deben tener un manejo especial.

latitud de lugar y que la cara a irradiarse vea en sentido contrario al hemisferio en que se encuentra. Es decir, un punto que se encuentra a una latitud 5 sur debe orientar su cara viendo al norte con un ángulo de 5°.

Las baterías utilizadas en los SFD contienen ácido sulfúrico y agua destilada que actúan como electrolito. El manejo o instalación inadecuados de la batería podría producir el derrame o evaporación de dicho electrolito así como la sulfatación (sulfato de calcio) a nivel de los bornes de la batería. Existe el riesgo de quemaduras de la piel y ropa al contacto con dichos elementos, por lo que la instalación y operación de la batería debe hacérsela por personal capacitado. Asímismo, la disposición final de la batería, una vez cumplida su vida útil, debe hacérsela en sitios especiales debido a que en su interior contiene plomo, que es un metal pesado y tóxico.

Sin embargo, en latitudes cercanas al ecuador terrestre, como es el caso de nuestro país, y para fines de que el panel se lave con la lluvia debe orientarse a 10° respecto a la horizontal, además cabe indicar que este ángulo nos da el mayor rendimiento en el mes de peor radiación en nuestra zona.

Por otro lado, las luminarias o lámparas recomendadas en los SFD son fluorescentes (tubulares o compactas), con una rendimiento lumínico muy superior a sus contrapartes incandescentes. Sin embargo, las luminarias fluorescentes contienen en su interior trazas de mercurio, que es un metal pesado de alta toxicidad, por lo que la sustitución de las luminarias se la debe hacer con cuidado, evitando al máximo romper las mismas, cambiándolas por otras nuevas y/o disponiendo las defectuosas en sitios específicamente destinados para ello.

7.5.6 / Orientación de los paneles y análisis de sombras

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Los SFD, por lo general, no disponen para sus paneles de un sistema de seguimiento solar, para orientar un panel de forma que este entregue el mayor rendimiento a lo largo de todo el año, es recomendable orientarlo en la alineación sur norte con una inclinación que forme ángulo con respecto a la horizontal igual a la

Para obtener un mejor rendimiento es necesario prever el movimiento relativo del sol en todo un año, analizar los posibles obstáculos entre el sol y el panel que causarían sombra y por ende una baja en el rendimiento del sistema. Es decir, debe calcularse la montea solar respectiva, o la trayectoria del Sol a lo largo del día en determinada fecha, sabiendo que las variaciones serán mínimas en los diferentes sitios ubicados dentro de un área de estudio en particular.

7.5.7 / Potencial Solar en el Ecuador La ubicación del Ecuador, permite que nuestro país pueda aprovechar el recurso solar durante todo el año con un nivel de radiación promedio de 4574,99 Wh/m2/día, según el ATLAS SOLAR DEL ECUADOR elaborado por el Consejo Nacional de Electricidad – CONELEC, como se muestra en laFigura 7.25. Esta oportunidad de fuente primaria de energía establece el desafío de planificar la matriz energética que considere incrementar la capacidad fotovoltaica instalada ya desde centrales de generación, sistemas conectados a red y/o sistemas aislados. La información del ATLAS SOLAR identifica como las zonas que reciben mayor radiación a las provincias de Loja y la parte sur del Azuay, el centro del país y el centro de Pichincha, todas estas área con una radiación sobre los 5000 Wh/m2/día. Tampoco hay que descartar la zona

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Figura 7.25 / Insolación Global Promedio en Ecuador continental. (Fuente: CONELEC, 2008).

oriental que prácticamente desde Morona Santiago y hacia el norte reciben un nivel de radiación sobre el valor promedio. Por otro lado, en el Ecuador existen zonas de difícil acceso para la electrificación convencional mediante la construcción de líneas y redes que se conecten al Sistema Nacional Interconectado – SNI; tal es el caso de la provincia peninsular de Galápagos que por su distancia al continente, obligatoriamente se debe pensar en soluciones de generación de energía eléctrica que utilice los recursos disponibles en el lugar. Otro caso son las comunidades que viven alejadas de los centros poblados, con carencia de vías de acceso carrozable y a varios kilómetros de distancia de las redes de la distribuidora.

7.5.7.1 / Proyectos con energía solar fotovoltaica en Ecuador Aplicaciones a gran escala como parques fotovoltaicos conectados a la red, están siendo liderados por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable – MEER, tanto en el territorio continental ecuatoriano como en Galápagos. A finales del año 2012 e inicios del 2013, el Estado ecuatoriano firmó contratos para la construcción de 15 proyectos fotovoltaicos. Esta decisión se basó en las regulaciones del CONELEC 004/11 y 009/08 (para despacho preferente y precios especiales, respectivamente). El precio establecido en la normativa (USD 0,40/ kWh) atrajo a las empresas relacionadas con la energía fotovoltaica. Inicialmente se presentaron 17 proyectos por una capacidad total instalada de 284 MW, con lo cual se llenó el cupo de incentivos del CONELEC. De esa potencia,

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hasta 200 MW se entregarían a empresas que ofertaron siete proyectos de más de 20 MW y el resto a firmas con iniciativas de pequeña generación. Todo ello representaba una inversión de USD 700 millones hasta el 2015 (Revista Líderes, 2012). El 29 de Enero de 2013 se conectó oficialmente a la red ecuatoriana de electricidad la Central Fotovoltaica de Paragachi de 1 MW de potencia, constituida por 4.160 paneles de 240 Wp c/u, siendo la primera planta solar de este tipo en el país (Figura 7.26). La planta ocupa 3,5 hectáreas y está ubicada en la provincia de Imbabura, una de las zonas con mayor irradiación solar de Ecuador (Zigor, 2013).

• Proyecto Fotovoltaico Baltra, consta de la implementación de un sistema fotovoltaico de 200 kWp, con un sistema de almacenamiento de 900 kW en potencia de baterías industriales, tipo híbrido (Ión Litio + Plomo Ácido). • Proyecto Fotovoltaico Puerto Ayora, que se enmarca dentro de la iniciativa nacional “Cero Combustibles Fósiles en Galápagos” y permitirá reducir el consumo de combustible fósil que actualmente demanda el sistema de generación de isla Santa Cruz. Adicionalmente, el proyecto fotovoltaico Puerto Ayora, de 1.5 MWp, permitirá coordinar la penetración de energía de los distintos proyectos de energía renovable que actualmente se desarrollan tanto en isla Baltra como en Santa Cruz. • Proyecto híbrido Isabela, desarrollado en la isla Isabela y considera: una planta térmica dual de 1,2 MW, la instalación solar fotovoltaica de 1,15 MWp y el sistema de almacenamiento de energía (baterías) de 3,3 MWh. (MEER, 2014).

Figura 7.26 / Central Fotovoltaica Paragachi- 1 MW en Pimampiro, Imbabura. (Fuente: www.zigor.com)

362

Sin embargo, y a pesar del auspicioso inicio, para finales del año 2014 apenas 25 MW de potencia solar fotovoltaica se encontraban instalados en el Ecuador. Esta potencia se cubrió con 23 proyectos de 1 MW y uno de 2 MW, ubicados principalmente en las provincias de Loja, El Oro e Imbabura. Alrededor de 60 proyectos, con un total de 222 MW de potencia, fueron cancelados por parte del CONELEC, por diferentes causas: contratos revocados, terminación de mutuo acuerdo, o registros revocados (CONELEC, 2014). Con referencia a los proyectos ubicados en las islas Galápagos se tiene:

Entre las experiencias a menor escala está aquella de la empresa distribuidora de energía eléctrica CENTROSUR mediante la instalación de una planta de generación fotovoltaica de 28 kWp (112 paneles de 250 Wp cada uno), en su edificio matriz en la ciudad de Cuenca. El sistema de autogeneración permitirá suplir aproximadamente el 6 % del consumo de energía eléctrico del edificio. Así mismo, el edificio del CENACE en Quito, tiene instalado un sistema fotovoltaico de 44 kilovatios pico (kWp) de potencia (192 paneles), conectado a la red, lo que cubre el 30 % de la demanda de potencia del edificio. A ello se suma un sistema eólico de 5 kW que cubre un 5 % adicional de la demanda (CENACE, 2013). Por otro lado, como aplicaciones con SFV aislados de la red se instalan antenas de teleco-

I



municaciones, sistemas de bombeo de agua e instalaciones domiciliarias en zonas remotas. Quizá estas últimas son las de mayor difusión, aunque no con el éxito esperado, principalmente en las provincias orientales de Sucumbíos, Orellana, Napo, Pastaza y Morona Santiago. En la siguiente sección se amplía este tema.

7.5.8 / Experiencias e electrificación rural con SFV en el Ecuador 7.5.8.1 / Antecedentes En el Ecuador, hasta hace algunos años atrás, la instalación de SFD a nivel rural era realizada por personas e instituciones de manera aislada, sin una adecuada coordinación con las entidades competentes o responsables de proveer el servicio eléctrico. La institución más comúnmente referida por sus experiencias de implementación de SFVAR era la empresa privada FEDETA (Fundación Ecuatoriana de Tecnología Apropiada), institución que a través del informe presentado en el seminario regional llevado a cabo en julio de 2008 denominado “Amazonía: Energías renovables, Electrificación Rural y Desarrollo Humano Sostenible”, en la que participaron instituciones del Estado como: CONELEC, MEER, SENPLADES y otra como OLADE, indica: “Con el objetivo de solucionar de manera sostenible las necesidades de energía en poblaciones rurales, FEDETA desarrolló su propio modelo entre los años 2001 a 2005. Desde entonces este se ha puesto a prueba en 673 instalaciones de energía solar fotovoltaica …”. El informe precisa que los proyectos han sido implementados en la ribera del río Aguarico y que durante el 2008 se tenía previsto el cambio de baterías a cargo de las Unidades de Operación y Gestión Energética Sostenible (UOPGES) y de la Empresa Eléctrica Regional de Sucumbíos, quien es la propietaria de los sistemas (EUEI FEDETA, 2008). Las comunidades intervenidas por FEDETA se detallan en la Tabla 7.1. Sin embargo, en una posterior presentación que realizó FEDETA al

Coordinador del Pacto Global de Naciones Unidas en Ecuador, solo se anuncian 324 SFV instalados por esta empresa (FEDETA, 2014). De la consulta realizada a la Empresa Eléctrica Quito, quien administra la zona de Sucumbíos, se rescató que con corte a octubre de 2014, no se tiene un registro oficial de los beneficiarios que son atendidos con SFV y la mayor cantidad de sistemas no funcionan. La propiedad de los sistemas aún es de los comités de electrificación comunitaria. Algunos sistemas se han retirado debido a que ya se llegó con redes al sector y otros sistemas (que funcionan algunos de sus componentes) están siendo repotenciados (Balseca Granja, 2014). Adicionalmente, en el informe del proyecto DOSBE denominado: “DESARROLLO DE OPERADORES ELÉCTRICOS PARA REDUCCIÓN DE LA POBREZA EN ECUADOR Y EL PERÚ”, se citan los modelos de servicio eléctrico descentralizado encontrados en el Ecuador (Ortiz y col., 2008):

• Proyectos de FEDETA. Modelo propio para solución de necesidades energéticas para poblaciones aisladas. Se ha puesto a prueba en más de 415 instalaciones de energía solar fotovoltaica, beneficiando a 13 comunidades indígenas de la Amazonía ecuatoriana, que operan satisfactoriamente de acuerdo con evaluaciones realizadas por agentes nacionales e internacionales, estatales y privados. El modelo está compuesto por tres elementos fundamentales: Un fuerte proceso de capacitación en el que se vincula toda la población; Un esquema de administración y operación en manos de los pobladores locales denominado UOPGES (Unidad Operativa y de Gestión Energética Sostenible); y Un sistema de coordinación entre actores estatales, agentes privados, ONG´s y organizaciones locales a través de la cual se consigue el financiamiento y se da seguimiento a las inversiones. Indica que en la provincia de Sucumbíos operan más de 400 sistemas domésticos de energía solar instalados bajo este modelo,

363


Tabla 7.1 / Instalaciones Fotovoltaicasrealizadas por FEDETA (FEDETA, 2008; Urdiales, 2015). ITEM PROVINCIA

364

COMUNIDADES

NÚMERO POTENCIA OBSERVACIONES SISTEMAS SFV FOTOVOLTAICOS (Wp) INDIVIDUALES

1 Sucumbios

Sábalo; Yanallpa; Seguaya; Tangay

115

106 Ejecutado conjuntamente con la

2 Sucumbios

San Pablo de Kantesiya; Playas de Cuyabeno

112


3 Sucumbios

Lorocachi 1 y 3; Lorocachi Central; Singue; Tace; Silvayacu; Cuchapamba 1; Cuchapamba 2

200


4 Esmeraldas La Colorada

23


5 Sucumbios

Unión Lojana; Tarapuy; Puerto Bolívar

74

100 Ejecutado conjuntamente con la 130 Empresa Eléctrica Regional

6 Sucumbios

Tres Fronteras; Puerto Rodríguez; Bajo Rodríguez; Buen Samaritano

45


7 Manabí

Pescadillo; La Betilla; Mata de Cacao; Dos Esteros

110


TOTAL SFV

679

en coordinación con la EMPRESA ELECTRICA REGIONAL DE SUCUMBIOS (EERS). Durante el año 2008 FEDETA aspira ejecutar en la región amazónica ecuatoriana 700 instalaciones más de ser aprobados nuevos proyectos presentados ante las autoridades energéticas ecuatorianas. Desde 2006, FEDETA también trabaja en la provincia de Manabí en coordinación con la Empresa Eléctrica de Manabí (EMELMANABI), dónde promueve la instalación de 110 sistemas

Empresa Eléctrica Regional Sucumbios con fondos FERUM Empresa Eléctrica Regional Sucumbios con fondos FERUM

Empresa Eléctrica Regional Sucumbios con fondos FERUM

Empresa Eléctrica Regional Esmeraldas con fondos FERUM

Sucumbios con fondos FERUM 71 SFV individuales y 3 para escuelas Empresa Eléctrica Regional Sucumbios con fondos FERUM

Empresa Eléctrica Regional Manabí con fondos FERUM 107 SFV individuales y 3 para escuelas

de energía solar fotovoltaica en el Cantón Pichincha. • Proyectos PROMEC. Los modelos de gestión propuestos se basan en estructuras formadas por las organizaciones locales, técnicos locales debidamente capacitados, los usuarios y las empresas de distribución locales. Dos proyectos con sistemas fotovoltaicos individuales: 1. Proyecto Arajuno. La ejecución del proyecto

I



corresponde a la Empresa Eléctrica Ambato, se constituyó una Junta de Electrificación Rural con Energía Renovable (JERER) como mecanismo de administración, gestión, mantenimiento y operación de los sistemas. Un delegado de la empresa distribuidora es miembro de la JERER. La empresa distribuidora tiene la obligación de colaborar en la gestión, mantenimiento y operación de los sistemas. Existen dos tarifas planas en función de la capacidad instalada. La JERER está a cargo de la recaudación de las tarifas, y debe entregar una parte a la Empresa Eléctrica, para cubrir mantenimiento mayor, y reposición de equipos. Los activos pertenecen a la empresa eléctrica. 2. Proyecto Esmeraldas. Se creó una empresa comunitaria de energía. La distribuidora puede prestar el uso de los equipos a la empresa local y guardar la propiedad sobre los mismos, o a su vez arrendarlos con opción de compra o cualquier otra modalidad que en ese momento se decida. La Empresa Comunitaria está a cargo de la gestión, operación y mantenimiento de los sistemas. La Empresa Comunitaria de Energía en la figura de una Compañía Anónima Comunitaria está en capacidad de celebrar contratos con el sector público para el desarrollo de sus actividades. A futuro la compañía anónima podrá buscar opciones de financiamiento independiente de los fondos FERUM, para ampliar, por ejemplo su capacidad de generación o el servicio que presta. • Proyecto FOMDERES- Microred FV y Sistemas FV individuales. Ubicado en San Lorenzo se creó una Junta de Electrificación Rural (JER) formado por un delegado del municipio, de la comunidad y un miembro de la comisión de la luz (comisión creada para la gestión y mantenimiento del sistema). La JER actúa como ente regulador aplicando estrictamente el reglamento creado para la gestión del proyecto. Los activos (equipos y obras civiles) serán propiedad de la Junta Parroquial. Los recursos necesarios para el mantenimiento del sistema y reposición de equipos serán recaudados mensualmente a los usuarios a través de las

“tarifas” establecidas en el modelo de gestión. Tarifas planas mensuales por energía a disposición (EDA). Los proyectos se ejecutan sin ninguna participación de Empresas distribuidoras locales. La sostenibilidad del proyecto depende exclusivamente de la buena gestión administrativa de la Junta encargada del mismo. • Proyecto Floreana21. varias entidades locales e internacionales aportaron fondos para la ejecución del proyecto. La Junta parroquial es dueña de todos los equipos de generación, y la empresa eléctrica es dueña de la red de distribución. La empresa eléctrica está a cargo de la operación, mantenimiento del sistema de generación y de la distribución eléctrica. El modelo de gestión del proyecto no está todavía determinado. Al momento se está buscando un consenso para la firma de un contrato de comodato entre la Empresa Eléctrica Galápagos y la Junta parroquial Floreana que garantice la sostenibilidad del sistema. La cantidad de proyectos que se han desarrollado con la finalidad de proveer de electricidad a aquellas familias que viven en comunidades aisladas ha sido considerable, una cifra oficial indica 646 viviendas beneficiadas a través del financiamiento de los fondos FERUM entre 2003 a 2007 (CONELEC, 2008). Sin embargo, en una exposición anterior se anunciaron 619 sistemas instalados durante el mismo periodo

21 El proyecto fue construido en Noviembre del 2004, sobre la edificación de un Edificio Multipropósito de la Junta Parroquial de Floreana. En esta fase se instaló una central fotovoltaica con capacidad de 18 kWp, la cual está conectada a un banco de baterías y posteriormente a un sistema que transforma la corriente directa a alterna para el consumo de los habitantes de Puerto Velasco Ibarra. Adicionalmente se instaló un aerogenerador de 400 W, 2 minicentrales fotovoltaicas y sistemas fotovoltaicos independientes con una potencia total de 4.3 kWp para satisfacer las necesidades de los propietarios de las fincas, ubicadas en la parte alta de la Isla Floreana. Posteriormente, con la finalidad de incrementar la capacidad de la central fotovoltaica, en mayo del 2006, se amplió la capacidad con la instalación de 2.6 kWp adicionales con lo que la capacidad fotovoltaica es de 24.9 kWp. El sistema se encuentra operando normalmente desde marzo del 2005 (ERGAL, 2008).

365


Figura 7.27 / Sistemas Fotovoltaicos instalados en Ecuador hasta 2007 (CONELEC, 2007).

(CONELEC, 2007). En la Figura 7.27 se observa esta información. Instituciones como ministerios, gobiernos locales y ONGs han dotado de SFV a varios hogares, principalmente en la zona amazónica del Ecuador.

7.5.8.2 / Proyecto Yantsa ii Etsari

366

Desde el año 2011, la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C. A. (CENTROSUR) está llevando adelante el proyecto denominado YANTSA ii ETSARI (Luz de Nuestro Sol, traducción del shuar al castellano), que consiste en la instalación de SFD aislados, de una potencia de 150 Wp para cada vivienda. Hasta Mayo 2015 se tenían aproximadamente 3000 SFD instalados. Los sistemas están ubicados en la provincia de Morona Santiago, dentro del área de concesión de la distribuidora, en los cantones: Morona, Logroño y Taisha (la gran mayoría). El modelo de gestión para estos usuarios tiene como aspecto básico la sostenibilidad institucional implantada por la distribuidora, tal como se explica en la sección 7.5.8.3. Mediante un contrato de

servicio individual, la CENTROSUR formaliza la prestación del servicio de energía eléctrica con sus clientes. En este caso la denominación aprobada por el anterior CONELEC es de Clientes Residenciales Fotovoltaicos (RF), el pago por consumo también ha sido aprobado por el organismo respectivo. La Figura 7.28 muestra el tríptico promocional del proyecto, mientras que la Tabla 7.2 resume los proyectos residenciales instalados y su ubicación. De la información expuesta en esta sección, es claro que una de las aplicaciones con mayor potencial en el Ecuador son los SFD a nivel rural, a fin de satisfacer la demanda de aquellas poblaciones que no tienen acceso a la red eléctrica convencional. Estas comunidades sin electricidad se ubican en zonas marginales de la costa y sierra y particularmente en las provincias del oriente ecuatoriano, donde la dispersión de los asentamientos hace muy difícil llevar la red de distribución eléctrica. En ese sentido, la sección 7.5.9 presenta un ejemplo de cálculo para determinar los principales componentes de un SFVD.

I



Figura 7.28 / Proyecto YANTSA ii ETSARI (Fuente: CENTROSUR, 2011).

Tabla 7.2 / Clientes Residenciales Fotovoltaicos (RF) Activos. SFVAR instalados por CENTROSUR (CENTROSUR, 2015; Urdiales, 2015). PROVINCIA

CANTÓN

PARROQUIA

Morona Santiago

Morona

Cuchaentza Sevilla

27 337

Logroño

Yaupi

201

Taisha

Taisha Huasaga Macuma Pumpuentsa Tuutinentsa

411 182 540 303 883

TOTAL

NÚMERO SFD

2884

367


7.5.8.3 / Modelo de gestión para la electrificación rural sostenible Una de las permanentes preocupaciones enproyectos de electrificación rural con sistemas fotovoltaicos es su sostenibilidad. El modelo para la electrificación rural sostenible en zonas aisladas propuesto por la CENTROSUR, y que se viene aplicando en el proyecto Yantsa Ii Etsari, está basado en la relación muy estrecha entre la comunidad y la empresa distribuidora. Define la gestión de la distribuidora como una influencia muy fuerte para lograr la sostenibilidad (técnica, económica, socio-ambiental e institucional) en coordinación con la organización comunitaria. En la Figura 7.29 se muestra el modelo, “de abajo hacia arriba”, y luego se describe brevemente cada uno de sus componentes.

Sostenibilidad tecnológica Este aspecto arranca con la evaluación Recurso-Demanda-Tecnología. Involucra el proce-

so de diseño de los SFV, potencia pico, carga máxima, carga diaria, autonomía, etc., información que permita dimensionar adecuadamente el sistema. También están consideradas las especificaciones técnicas de los equipos y de las instalaciones. Considera la disponibilidad de repuestos y personal técnico para el mantenimiento preventivo y correctivo. A través de la distribuidora se pueden gestionar las actividades de levantamiento preliminar, diseño, adquisición de equipos, instalación, mantenimiento, reposición, retiro y disposición final de elementos del sistema que han sido reemplazados o han terminado su vida útil.

Sostenibilidad económica Se refiere al financiamiento necesario para la implantación del proyecto, que podría estar a cargo de la distribuidora. En el presente caso, la inversión puede ser gestionada a través de los fondos estatales FERUM (Fondo para Electrificación Rural y Urbano Marginal). Para atender los costos de mantenimiento, reposición y reti-

368

Figura 7.29 / Modelo Electrificación Rural Sostenible (Fuente: Urdiales Flores, 2015)

I



ro de equipos, la distribuidora puede acceder a estos fondos mediante el programa Costos de Calidad y reporte del Valor Agregado de Distribución (VAD) que se declara ante el CONELEC (hoy ARCONEL). También considera el pago por el servicio que realizan los clientes más el valor del subsidio que debe reconocer el Estado. Estos ingresos también servirían para suplir en alguna medida los gastos de operación y mantenimiento.

Sostenibilidad social Se refiere a la interacción de la empresa con la comunidad y de esta última con el SFV, tanto en la parte técnica como en la aceptación social de la alternativa. Por un lado, es preciso que la comunidad conozca el funcionamiento del SFV, los equipos que puede conectar, el mantenimiento preventivo menor que puede realizar cada cliente (limpieza del panel, limpieza de focos), el cuidado de los distintos elementos que conforman el SFV, qué equipos puede conectar y cuáles están prohibidos para garantizar un adecuado funcionamiento del sistema. Esta información debe ser difundida de manera formal en las reuniones con la comunidad, a través de los trípticos, afiches, durante la instalación y luego en el acompañamiento que realiza la empresa. Por otro lado, es necesario medir el grado de satisfacción social o aceptación de la nueva tecnología, mismo que puede ser evaluado a través de encuestas o entrevistas periódicas; también verificando el cumplimiento de compromisos de la comunidad y cada usuario, además la participación en reuniones que convoca el Comité de Electrificación.

Sostenibilidad institucional Se refiere a las estructuras organizativas que influyen en el éxito del proyecto dentro de la comunidad local. Desde la propia distribuidora

hasta las autoridades de gobierno como: alcaldes y presidentes de junta parroquial, pasando por profesores, sacerdotes y médicos, más las autoridades que pertenecen a las estructuras tradicionales tales como las federaciones que agrupan a varias comunidades representadas por su presidente y los síndicos de cada comunidad. En este esquema que funciona antes de la inclusión del proyecto de electrificación, la distribuidora introduce un nuevo actor que es el Comité de Electrificación. Esta nueva organización representa la figura de la distribuidora (con sus respectivas particularidades) en la comunidad, la cual recibe el acompañamiento periódico y apoyo directo del funcionario de la empresa que inspecciona las comunidades. En este esquema distribuidora-comité de electrificación se plantea una nueva relación de trabajo conjunto con la comunidad beneficiaria, comportamiento que en anteriores ocasiones solo ha estado presente durante la etapa de implantación de un proyecto. Se rompe entonces un paradigma tradicional de la forma en que, generalmente, la distribuidora brindaba el servicio. Estos factores externos (clientes dispersos que no pueden ser atendidos mediante la red convencional) influyen en los cambios y evolución que la empresa distribuidora debe asumir. En este punto es necesario identificar los cambios que la CENTROSUR debió realizar para afrontar el proyecto Yantsa ii Etsari: • Creación de la Unidad de Energías Renovables - UER, grupo de trabajo, dentro de la estructura de la empresa, a cargo de los proyectos con SFV. • Inclusión en el Plan de Capacitación de la empresa, temas como: conocimiento de energías renovables, trabajo comunitario, seguridad y primeros auxilios en la selva. Dirigido a personal interno y externo (contratistas).

369


• Cambios en el Sistema Comercial de CENTROSUR - SICO y creación de la tarifa Residencial Fotovoltaica (RF).

como al operador técnico (incluye la dotación de repuestos) para que sea capaz de solventar problemas menores.

• Inclusión en el listado de materiales aquellos equipos que son parte de un SFV. Equipos cuyas especificaciones fueron normalizadas.

La sostenibilidad económica está influenciada por el diseño al garantizar un adecuado servicio con la inversión necesaria. Los equipos cumplen estándares para funcionar en los lugares donde están instalados, esto asegura menores costos de mantenimiento.

• Inclusión como parte de la ejecución del proyecto el modelo del plan de sostenibilidad elaborado por el consultor, en coordinación con la UER. • Creación de un contrato de servicio. En coordinación con el CONELEC se elaboró un modelo de contrato de servicio. Documento que fue autorizado por el organismo regulador. • Creación de reglamentos y contratos para el funcionamiento de los comités y operadores administrativos y técnicos. Los cambios que asuma la empresa distribuidora para garantizar el funcionamiento del Comité de Electrificación y mantener el compromiso de los clientes permitirán que las acciones de la empresa sean aceptadas por la comunidad.

La sostenibilidad social está influenciada por el diseño, ya que permite el involucramiento de los beneficiarios. Por ejemplo, la limpieza del panel y el conocimiento de los avisos que despliega el regulador.

Sentido de propiedad de la comunidad El concepto de que el servicio de energía eléctrica es posible a través de la instalación de un SFV que utiliza un recurso que es propio de la localidad permite a la comunidad “apropiarse” del proyecto. La sostenibilidad tecnológica está influenciada por el sentido de propiedad cuando los clientes utilizan de manera adecuada los SFV, cuidan los equipos y realizan el mantenimiento preventivo menor.

Diseño del SFV enfocado a la comunidad A fin de diseñar el equipamiento más apropiado para la comunidad se debe conocer el tipo de usuario que se pretende servir, su modelo de vivienda, sus costumbres (por ejemplo; permanencia estable o semi-nómada), su capacidad económica, sus aspiraciones del servicio, etc.

370

La sostenibilidad técnica, que incluye también la sostenibilidad ambiental, está influenciada por el diseño, pues éste se basa en estándares que dan confiabilidad de equipos; además, el mantenimiento preventivo depende de la preparación que se haya dado tanto a cada usuario

La sostenibilidad económica recibe influencia del sentido de propiedad cuando los clientes cumplen con el pago de la tarifa establecida. La sostenibilidad social se ve influenciada con el sentido de propiedad cuando los usuarios cuidan su sistema o los equipos instalados pues reconocen que a través de ellos es posible disponer del servicio de energía eléctrica. La sostenibilidad institucional está influenciada desde los comités de electrificación, quienes “representan” a la empresa de distribución en su comunidad y tienen la aceptación de las demás autoridades locales.

I



Gestión de la distribuidora La gestión de la empresa distribuidora se inicia con la identificación de la comunidad a ser servida, el acompañamiento para la formación de la estructura del Comité de Electrificación y su funcionamiento, el diseño, puesta en marcha del proyecto y administración del servicio a los clientes. La sostenibilidad tecnológica es influenciada por la gestión de la distribuidora desde el diseño del sistema, estandarización y el mantenimiento que puede brindar a través del operador técnico o del personal propio. También la reposición y retiro de los equipos están a cargo de la distribuidora. La sostenibilidad económica es afectada por la gestión de la distribuidora en la consecución de recursos para la implantación del proyecto así como los necesarios para la operación, mantenimiento y reposición. Es importante también la tarea de recaudación de las tarifas. La sostenibilidad social es influenciada por la distribuidora en la medida que esta última es capaz de educar al cliente y los usuarios sobre el uso y cuidados del sistema, así como sobre los derechos y obligaciones que asumieron mediante el contrato de servicio. La sostenibilidad institucional se ve influenciada por la gestión de la distribuidora específicamente por el funcionamiento y aplicación de las estructuras creadas como el comité de electrificación y la representación que este pueda tener ante la comunidad. Ello se refuerza con la aplicación de reglamentos, contratos, celebración de reuniones, etc., que son actividades que muestran el accionar de los comités.

7.5.9 / Método de cálculo básico de un sistema fotovoltaico doméstico En la actualidad existen diferentes métodos y formas de cálculo para el diseño de un SFV. Es posible además conseguir programas informáticos para cálculo y simulación diaria sobre el comportamiento energético de estos sistemas. Por ejemplo, en el Atlas Solar (CONELEC, 2008) se establece un método de cálculo y ejemplos de diseño para sistemas fotovoltaicos residenciales. En esta sección se presenta un ejemplo de cálculo para un sistema fotovoltaico doméstico, considerando las condiciones de una vivienda del sector rural ecuatoriano. Proyección de la Demanda: Es la parte más importante en el dimensionamiento de un SFD, donde se deben observar las costumbres de la comunidad a servir y en base a estas proyectar el uso de luminarias y electrodomésticos. Datos: En el presente ejemplo de proyección de la demanda, se presenta el consumo proyectado para una vivienda tipo-rural, donde se tiene (Tablas 7.3 y 7.4): • Demanda de lunes a viernes: 317 Wh • Demanda sábados, domingos y días festivos: 365 Wh • Radiación diaria mensual mes más desfavorable: 3.9 kWh/m2 En: energía necesaria ηg: eficiencia carga descarga de la batería (0,8 valor de tablas) La energía real necesaria Ern se calcula: Para días ordinarios Para días festivos

371


Tabla 7.3 / Proyección de la demanda eléctrica con luminaria compacta 12 W, vivienda tipo, lunes-viernes. POT.(W)

ITEM

Iluminación dormitorio padres

12

PER.FUNC.

5:00-5:15 20:30-22:00

TIEMPO(H)

ENRG.WH

0,25 1,5

3 18 21

Total ilum.dorm.padres iluminación dormitorio hijos

12

5:45-6:00 20:30-22:00

0,25 1,5

21

Total ilum.dorm.hijos Iluminación cocina-comedor

12

5:15-6:00 18:00-20:00

0,75 2

20

5:15-7:15 12:00-14:00 18:00-21:00

2 2 3

30

8:00-8:30 18:00-20:00

0,50 2

12

5:45-6:00 18:30-20:30

CBWh: capacidad del sistema de acumulación Ern*N: energía necesaria para N días de autonomía DOD: máxima profundidad de descarga de las baterías (0,8 de tablas) nc: pérdidas efecto Joule (5%, estimado)

3 24

317

TOTAL

N: días de autonomía (3); para poder calcular la capacidad del sistema de acumulación para 3 días de autonomía, consideraremos la condición más desfavorable: dos días festivos y un día laborable.

0,25 2

27

Total iluminación corredor

372

15 60 75

Total computador Iluminación externa

40 40 60 140

Total radio computador portátil

9 24 33

Total ilum. cocina-comedor radio

3 18

La dimensión del sistema de acumulación (CBAh) en Ah se obtiene dividiendo el valor anterior para la tensión del sistema en nuestro caso 12V

Utilizando baterías de 150 Ah, sería suficiente una sola batería para almacenar energía para este tipo de vivienda.

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Tabla 7.4 / Proyección de la demanda eléctrica con luminaria compacta 12 W, vivienda tipo, fin de semana y feriado. ITEM

Iluminación dormitorio padres

POT.(W)

12

PER.FUNC.

5:00-5:15 21:30-23:00

TIEMPO(H)

ENRG.WH

0,25 1,5

3 18 21

Total ilum.dorm.padres Iluminación dormitorio hijos

12

20:30-22:00

1,5

21

Total ilum.dorm.hijos Iluminación cocina-comedor

12

5:15-6:00 18:00-20:00

0,75 2

20

5:15-7:15 12:00-14:00 18:00-21:00

2 2 3

30

8:00-8:30 18:30-21:30

0,5 3

15 90 105

Total computador Iluminación externa

40 40 60 140

Total radio Computador portátil

9 24 33

Total ilum.cocina-comedor Radio

18

12

Total iluminación corredor TOTAL

Número de paneles: HSP: 3.9 kWh/m2, del mes más desfavorable Ern: energía real necesaria = 456.25 Wh (mayor demanda en días festivos) ηc: pérdidas por conexionado y dispersión de parámetros (10%, estimado, ηc=0.1) Wpp: potencia pico por panel, en el presente caso se considerará el panel de 150 Wpico

5:45-6:00 18:30-22:00

0,25 3,5

3 42 45 365

7.6 / Posible integración de energía solar con energía hidráulica para la generación de electricidad Hidroseguidores solares.- Un seguidor solar es una máquina con una parte fija (anclada a tierra) y otra móvil que a lo largo del día y dentro de su rango de movimiento, acciona, sincrónica con el sol, a una superficie fotocaptadora lo más perpendicular a las radiaciones directas. Los fotocaptadores accionados por seguidores solares captan durante un día de trabajo más energía radiante que los fotocaptadores fijos. Lo seguidores solares pueden se orientados en uno o dos ejes. Los seguidores solares orientados en un eje son más simples y rentables.

373


7.6.1 / Funcionamiento de los hidroseguidores Los hidroseguidores son amplificadores hidráulicos con autocontrol del seguimiento del sol, accionados por la energía de la gravedad durante la descarga y carga libre de agua. Los hidroseguidores, como se indican en la Figura 7.30, están formados por dos recipientes (de área de sección transversal constante para toda altura) con un flotador con carga (grava, arena, agua u otro) en cada uno de ellos. El principio de operación se basa en el siguiente esquema: el hidroseguidor en posición más alta, durante la descarga por gravedad del agua en él contenida, arrastra y controla en su descenso al flotador con carga a una velocidad constante. El otro hidroseguidor (de iguales dimensiones que el primero), ubicado a menor altura, recibe por gravedad el agua del primer recipiente

Figura 7.30 / Esquema básico de los hidroseguidores.

374

Figura 7.31 / Hundimiento del flotador por una fuerza F.

y controla en su ascenso al flotador con carga a igual velocidad constante. Los flotadores accionan a un sistema mecánico de transmisión para lograr el movimiento sincrónico con el sol de los fotocaptadores. La operación estable y eficiente de un hidroseguidor exige tres requerimientos: 1. Alta ganancia o amplificación del hidroseguidor. La figura 7.31 muestra una fuerza F que hunde al flotador. Donde: A1 - es el área entre el flotador y la parte interior del recipiente. A2 - es el área del fondo del flotador.

I



Por construcción:

tador u otras perturbaciones. Usualmente los fotocaptadores son de áreas grandes (de varios m2 o más), por lo que en la práctica se comportan como velas resistentes al viento.

El volumen de agua desalojada por el fondo del flotador: es igual al volumen incrementado alrededor de las caras laterales del flotador:

La hidrodinámica de flotador con carga impone un estado de régimen estacionario tal que la fuerza de reacción de empuje Lo que determina que el hidroseguidor compensa la acción de cualquier fuerza F sobre el fotocaptador, al trasmitirse al flotador con carga a través del sistema mecánico de transmisión; de esta forma, ejerce autocontrol sobre el seguimiento sincrónico del fotocaptador con el movimiento aparente del sol, manteniendo con ello la condición de máxima captación de la radiación solar directa.

De donde:

La fuerza de empuje (de reacción) Principio de Arquímedes:

, por el

Done ϒ, peso específico del agua. Sustituyendo a

2. Descenso o ascenso a velocidad constante del flotador con carga. La velocidad de desplazamiento del flotador con carga (tanto en ascenso como en descenso) tiene que ser constante e igual a:

, obtenemos:

Donde:

Ahora bien, si el flotador con carga se hubiese sumergido en una laguna o recipiente con A1 ―› ∞, obtendríamos: que es la fuerza dada usualmente por el Principio de Arquímedes. Vemos que:

Esto implica que la fuerza de empuje de reacción del flotador con carga es mayor que la Fuerza de Empuje Convencional de Arquímedes. Esto implica que el hidroseguidor es muy robusto y que es capaz de contrarrestar la fuerza del viento que actúa sobre el fotocap-

ω, velocidad de rotación de la Tierra alrededor de su eje imaginario de giro. r, radio de la polea, cuyo eje de giro es paralelo al eje imaginario de rotación de la Tierra, y que es accionado por el flotador con carga. A partir de una condición inicial de enfoque, el cumplimiento de que la velocidad de desplazamiento del flotador sea: es esencial para garantizar el buen trabajo de la instalación solar. 3. Orientación Ecuatorial Simple. El principio de trabajo del hidroseguidor solar con la Orientación Ecuatorial Simple del fotocaptador, como se indica en la Figura 7.32, es que a partir de una condición inicial de trabajo (de enfoque, en caso de espejos cilíndrico parabó-

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7.6.2 / Aspectos técnicos de las instalaciones con hidroseguidores En la figura 7.33 se muestra una pareja de hidroseguidores donde se muestran algunos detalles técnicos para su construcción: Leyenda: 1- Hidroseguidor que trabaja por descarga libre de agua durante el día. Figura 7.32 / Orientación Ecuatorial Simple del fotocaptador accionado por un Hidroseguidor.

2- Hidroseguidor que trabaja por carga libre de agua durante el día.

licos), el hidroseguidor gire a -15º/h al fotocaptador, mantenga el enfoque y compense en él, a la velocidad angular ω = 15º/h de arrastre de rotación de la tierra.

3- Motobomba encargada de evacuar el agua del hidroseguidor 2 al concluir cada día de trabajo.

Obsérvese que todo cuerpo fijo a la superficie de la tierra está animado (se ve arrastrado) por su movimiento de rotación; y, si se desea que mantenga un enfoque inicial respecto al sol, es imprescindible animarlo alrededor de un eje paralelo al eje imaginario de rotación de la tierra con una velocidad de compensación.

4- Medidor de nivel visual para el llenado del tanque 1. 5- Sensores de nivel en los tanques 1 y 2 6- Tubería y válvula de retención


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Figura 7.33 / Pareja de Hidroseguidores con espejo cilíndrico parabólico.

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I y II- Flotadores de peso constante.

V - Velocidad de desplazamiento constante de los flotadores con carga.

Elementos requeridos para la instalación: 1. Eje de caldera: Eje focal del espejo cilíndrico parabólico donde se ubica la caldera del espejo. 2. Caldera: Zona tubular ennegrecida y con efecto invernadero que capta la radiación reflejada por el espejo cilíndrico parabólico. Por su interior circula un fluido portador de calor, como aceite o agua. 3. Hidroseguidor 1 que trabaja por descarga libre de agua: Recipiente con un flotador con carga que desciende a velocidad constante al descargarse por gravedad el agua contenida en su interior. El flotador con carga acciona al fotocaptador a una velocidad compensadora sincrónica de la velocidad de rotación de la tierra para mantener la condición inicial de enfoque. 4. Hidroseguidor 2 que trabaja por carga libre de agua: Recipiente con flotador con carga (de iguales dimensiones que el anterior) ubicado en posición más baja que el hidroseguidor 1; al recibir por gravedad el agua proveniente del hidroseguidor 1 provoca el ascenso a velocidad constante del flotador con carga y compensa en el fotocaptador a la velocidad de rotación de la tierra. 5. Flotadores con carga: Son dos flotadores de igual peso (constante) dentro de cada recipiente de los hidroseguidores 1 y 2 que accionan al fotocaptador o a los fotocaptadores. En función al diseño, cada hidroseguidor puede accionar a un fotocaptador o ambos.

6. Sensores de nivel en los tanques 1 y 2: Permiten el control automatizado del nivel de ambos tanques: cuando el tanque 1 llegue a su nivel máximo desactivará la bomba de recirculación y comenzará de nuevo el proceso de seguimiento. Cuando el nivel del tanque 1 sea mínimo (esté vacío) y el del tanque 2 máximo (esté lleno), se conectará la bomba de recirculación hasta que se llene el tanque 1 y se vacíe, el tanque 2. 7. Medidor de nivel visual para el llenado del tanque 1: Este permite a los operarios tener una apreciación visual del nivel de agua existente en el tanque 1. 8. Tubería y válvula de retención: Es la tubería y la válvula que permiten la recirculación del agua y llenado del tanque 1. 9. Contrapeso de accionamiento: Es un contrapeso conectado al extremo libre de la correa, que repone la posición de enfoque del fotocaptador, al desplazarse el punto de aplicación de la fuerza de empuje de oposición, ejercida en el otro extremo de la correa por el flotador con carga. 10. Contrapesos de balanceo: Son dos pequeños contrapesos, como se muestran en la Figura 7.34, que van unidos rígidamente a la polea en sentido contrario al espejo cilíndrico parabólico para lograr equilibrio del espejo y reducir el consumo de energía en su accionamiento. 11. Poleas: Una (o dos) polea(s) unida rígidamente al espejo cilíndrico parabólico. Por el centro de la polea pasa el eje focal (eje central de la caldera) del espejo cilíndrico parabólico. La correa que pasa por la ranura de la polea (o de las dos poleas, si accionamos por los dos extremos del espejo) es el enlace entre el flotador con carga y el contrapeso de accionamiento. Cuando el flotador con carga que trabaja

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por descenso se encuentra en la posición más alta en el hidroseguidor 1, y por tanto, el contrapeso de accionamiento está en posición más baja, es imprescindible fijar con un pasador la correa a la polea en su primer punto de contacto, para evitar que la correa patine en la ranura de la polea y se pierda el enfoque del fotocaptador. 12. Motor eléctrico: Un MCD, Motor de Corriente Directa, que tiene su eje prolongado en forma de tornillo sinfín para acercar o alejar a la manguera de evacuación por orden del sistema de control, disminuyendo o aumentando, respectivamente, el gasto volumétrico de salida, y controlando así la velocidad de descenso del flotador con carga del hidroseguidor 1 (por tanto el enfoque del fotocaptador). 13. Un sistema de control actuando sobre el MCD compensa las perturbaciones y lleva a enfoque al fotocaptador. 14. Conducto manguera flexible. Es un conducto flexible de evacuación por gravedad que se curva sin partirse y abastece de agua al tanque 2 desde el tanque 1.

15. Un anillo metálico (orlado con una junta de goma como sello) con dos orificios guía laterales, solidarios a una tuerca con rosca en el centro de la manguera permiten el ascenso o descenso de la manguera de evacuación. El MCD al rotar su eje roscado (en un sentido u otro producto de la acción de control) en la tuerca con rosca fija de la manguera, asciende o desciende la manguera, variando el flujo de descarga y con ello ajusta la velocidad de descenso del flotador con carga. La manguera flexible con sus accesorios, montada, desplazada y accionada por el MCD desde el flotador con carga, es una válvula hidráulica viajera de control. Esta válvula solo la lleva el hidroseguidor 1. 16. Motobomba de recirculación del agua: Es una motobomba que trasiega el agua del tanque 2 al concluir el día de trabajo al tanque 1 para crear las condiciones iniciales de seguimiento del próximo día. Se utilizan motobombas solo en sistemas que recirculan el agua de accionamiento. Cuando el agua es abundante o al concluir la tarde no se requiere recircular el agua de accionamiento, tanto la motobomba como la tubería de retorno son descartados.

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Figura 7.34 / Contrapesos de balanceo para alcanzar un equilibrio indiferente del espejo cilíndrico parabólico.

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Funcionamiento de la Instalación: Al comenzar el día, el hidroseguidor 1 está lleno de agua y el flotador con carga está en la posición más alta. El hidroseguidor 2 está vacío y el flotador con carga está en posición más baja. A su vez, el espejo cilíndrico parabólico se encuentra en posición de enfoque. En estas condiciones, se deja salir el agua por la manguera del hidroseguidor 1 de tal forma que su flotador descienda a velocidad constante: . Al recibir esta agua, el hidroseguidor 2 asciende su flotador a igual velocidad En estas condiciones, el sistema mecánico de transmisión mantiene el enfoque al fotocaptador. El desenfoque del fotocaptador es corregida por el Sistema de Control Automático.

(N-S) de una loma, con inclinación igual a la latitud del lugar. Una central solar con hidroseguidores puede trabajar conectada a la red eléctrica o en régimen autónomo. Los hidroseguidores exigen un anclaje mecánico medio a tierra para evitar que el viento o las colisiones vuelquen a los hidroseguidores. A manera de ejemplo, supongamos una estación solar compuesta por 500 columnas de hidroseguidores, una al lado de la otra, y con 20 filas colocadas cada una, en líneas de nivel constante a lo largo de una pendiente N-S. Cada hidroseguidor de una fila impar (contando de arriba para bajo) descarga por gravedad en el hidroseguidor que se encuentra en la fila inmediata inferior. Veamos la operación de esta central solar:

7.6.2 / Central solar con hidroseguidores Primer día de trabajo: En la Figura 7.35 se muestra una central solar con hidroseguidores accionando a espejos cilíndrico parabólicos con orientación ecuatorial simpe, dispuestos en la falda Norte a Sur

Se llenan de agua (antes de comenzar el trabajo) todos los recipientes de los hidroseguidores de las filas impares; es decir, las filas: 1, 3, 5, 7, 9,

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Figura 7.35. / Estación solar accionada con Hidroseguidores.


11, 13, 15, 17 y 19. A partir de la condición de enfoque en la caldera de los espejos cilíndrico parabólicos y del sincronismo del accionamiento comienza el trabajo de la estación solar: el agua por descarga libre pasa de cada recipiente de una fila impar al siguiente consecutivo de la fila par. Al concluir la tarde, toda el agua de las filas impares esta en las filas pares siguientes: El agua de la fila 1 se encuentra en la fila 2 El agua de la fila 3 se encuentra en la fila 4 . . .

En términos generales, una central solar de m filas y n columnas de hidroseguidores en la pendiente Norte Sur de una loma puede ser manejada a partir del segundo día de trabajo reponiendo o bombeando agua solo a los m hidroseguidores de la primera fila desde los m hidroseguidores de la última fila. En realidad, una central solar con hidroseguidores en la falda N-S de una loma, sin alterar la naturaleza del agua, cada día, por gravedad, la modula y la obliga en su descenso-ascenso a accionar y a focalizar fotocaptadores y con ello a generar fotoenergía en armonía con el medio ambiente.

El agua de la fila 19 se encuentra en la fila 20 7.6.3 / Importancia de los hidroseguidores Antes de comenzar el segundo día de trabajo se pasa por gravedad (abriendo simplemente válvulas hidráulicas) el agua de las filas pares a las filas impares siguientes: El agua de la fila 2 se pasa por gravedad a la fila 3 El agua de la fila 4 se pasa por gravedad a la fila 5 . . . El agua de la fila 18 se pasa por gravedad a la fila 19

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El agua de la fila 20 (si trabajamos en ciclo cerrado) es necesario bombearla a la fila 1 para restablecer la condición inicial de trabajo de la estación solar. Si observamos lo que ha ocurrido veremos que: Una central solar de 10.000 hidroseguidores puede trabajar cada día (a partir del segundo día), consumiendo la energía de potencia correspondiente al bombeo de agua a los 500 hidroseguidores de la primera fila (fila 1) ubicados en la posición más alta, desde los hidroseguidores de la última fila (fila 20) en posición más baja. Este modo de operación representa un consumo mínimo de energía para el trabajo diario de la central solar y es un resultado verdaderamente importante.

1. Integran a las instalaciones de suministro de agua, a los recipientes almacenadores, y al consumo de agua, con el uso efectivo de la energía de la gravedad, durante de la carga y descarga libre de agua para la generación de fotoenergía térmica y/o eléctrica. 2. Integran a la radiación solar del lugar, a la mano de obra in situ y al consumo de energía en cada sitio, con la reducción del consumo de energía externa. 3. Pueden emplearse centrales solares con hidroseguidores a ciclo cerrado (recirculando el agua del accionamiento), en zonas desérticas, de bajo nivel de precipitación, poco nubosas y alto nivel de radiación. 4. Los hidroseguidores solares coadyuvan a la generación distribuida de la energía eléctrica. La producción de fotoenergía in situ, por la logística que exige, es una fuente de trabajo objetiva, que gesta el desarrollo económico y social del lugar. 5. Los hidroseguidores solares pueden trabajar a ciclo abierto con el agua de un río

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o arroyuelo, alterando poco la ecología del lugar. 6. El agua en los hidroseguidores, como agua almacenada no contaminada in situ, en caso de necesidad, puede usarse como agua potable o para regadío. 7. El gran volumen de agua almacenada en un Sistema Solar con Hidroseguidores, dada su relativa cercanía a posibles incendios forestales, debe preverse y utilizarse como una vía eficiente y rápida de apagar el fuego. 8. Los puntos 6 y 7, por disminuir del efecto de las catástrofes, son recursos potenciales ante desastres, que deben planificarse en el Sistema de Protección del Medio Ambiente. Esta salida justifica aún más la aplicación de los Hidroseguidores. 9. Las centrales fotocaptadoras con hidroseguidores ubicadas en zonas diversas del país, producen energía en el lugar, con independencia de las alteraciones del mercado internacional de energía. 10. La energía eléctrica generada por un sistema solar con hidroseguidores puede almacenarse como hidrógeno electrolítico y así comercializarlo. Esta es una vía objetiva de potenciar zonas aisladas de interés económico. 11. Las centrales fotocaptadoras con hidroseguidores son una forma concreta de luchar contra la contaminación del medio ambiente sin disminuir la calidad de vida de la población. 12. Las centrales fotocaptadoras con hidroseguidores coadyuvan de forma objetiva a reducir la diferencia entre la ciudad y el campo, dándole más estabilidad a cada población.

13. Los sistemas solares accionados con hidroseguidores son aplicables en la Zona Ecuatorial, debido al alto nivel de radiación solar, abundante agua y necesidad de energía eléctrica. Estos sistemas pueden ser diseñados, construidos y explotados por los especialistas de cada país. 14. En las regiones de poca disponibilidad de agua dulce, puede usarse agua de mar como el agua de accionamiento de los hidroseguidores.

7.7 / Conclusiones La energía solar es una de las fuentes de energía renovable no convencionales en la que más se ha trabajado en el país, en términos de área de cobertura y cantidad de proyectos. Sin embargo, es notorio que los proyectos relacionados con esta fuente de energía son normalmente a pequeña escala y aislados. Ventajosamente, como se ha observado en este capítulo, esta fuente energética ofrece enorme potencial, particularmente en aplicaciones fotovoltaicas, y las perspectivas de un mayor empleo son estimulantes, en parte debido a que a futuro se espera menores costos de producción y por efectos de escala. El potencial energético solar en nuestro país es enorme y merece un mayor apoyo por parte del Estado, tanto en investigación como en desarrollo, ya sea por inversión directa o creando estímulos para que otras fuentes de financiamiento puedan incursionar en este campo. Dicho estímulo podría repercutir también a escala doméstica, donde, a pesar de los altos costos iniciales de instalación, sistemas solares para, por ejemplo, calentamiento de agua, puedan tener un impacto enorme no solo en el hogar, sino también en la economía nacional.

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7.8 / Referencias y material de consulta

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1. Alonso García María del Carmen, CARACTERÍSTICAS DE LA RADIACIÓN SOLAR, División Solar-PVLabIER, FUNDAMENTOS DIMENSIONADO Y APLICACIONES DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA; CIEMAT 1995 2. Balseca Granja, 2014. Correo electrónico, 05 Noviembre 2014. 3. CATEDU, Energía Solar. http://e-ducativa.catedu.es/44700165/aula/archivos/repositorio/1000/1088/html/34_energa_solar_de_media_y_baja_temperatura.html [Consulta: 3 de septiembre del 2014]. 4. CENACE – Corporación Centro Nacional de Control de Energía (2013), Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética, Tríptico, noviembreCONELEC, 2014. http://www.conelec.gob.ec/documentos.php?cd=4237&l=1 5. Cisneros F. y otros. Agua y Energía: Actualidad y Futuro. Serie de Temas Estratégicos. SENACYT. Volumen 1 Número 1 Agosto 2008 6. Egido Aguilera, 2012. ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA: PERSPECTIVAS TECNOLÓGICAS. Miguel Ángel Egido Aguilera, Instituto de Energía Solar – Universidad Politécnica de Madrid. Septiembre de 2012. 7. Energía Solar Térmica, 2006. Energía Solar Térmica. Manuales de Energías Renovables 4. Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía. Madrid. Octubre 2006. 8. Energía Solar Térmica, http://es.paperblog.com/ energia-solar-termica-1002919/ 9. ENERSAC, 2015 http://www.enersac.com/energiasolar-faq-cual-es-la-funcion-de-los-diodosen-una-instalacion-fotovoltaica.php 10. ERGAL, 2008. http://www.ergal.org/cms.php?c=1300 11. FEDETA, 2008. Amazonía: Energías renovabes, Electrificación Rural y Desarrollo Humano Sostenible. Seminario Regional. Quito y Coca, 7 – 11 de Julio de 2008. Documento de Síntesis. 12. García R. M. Tubo Vertero para Equipos con Descarga Libre. Tesis Doctoral. Cuba, 1995 13. Handbook for Solar Photovoltaic (PV) Systems, 2009 http://www.bca.gov.sg/publications/ others/handbook_for_solar_pv_systems.pdf. 14. IEA-PVPS, 2014. International Energy Agency – Photovoltaic Power System Programe. 2013 Annual Report. Mayo 2014. www.iea-pvps.org

15. IEA–SHC, 2014. International Energy Agency Solar Heating & Cooling Programe. 2014 Annual Report. Mayo 2015. www.iea-shc.org 16. Jutglar. L., 2004. ENERGIA SOLAR. Ediciones CEAC, Barcelona, España 17. Llanos Mora; CARACTERÍSTICAS DE LA RADIACIÓN SOLAR; Departamento de Física Aplicada, Universidad de Málaga, FUNDAMENTOS DIMENSIONADO Y APLICACIONES DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA; CIEMAT 1995 18. MEER, 2014. http://www.energia.gob.ec/cero-combustibles-fosiles-en-galapagos-2/ 19. O’ keto D. Diseño de una Estación Fotovoltaica Accionada con Hidroseguidor en Régimen Autónomo. Trabajo de Diploma. Instituto Superior Minero Metalúrgico, Cuba. 2007 20. Ortiz, B., González, S., López, P., Marcelo, O., Coello, J., 2008. ESTUDIO DEL MARCO LEGAL E INSTITUCIONAL Y REVISIÓN DE EXPERIENCIAS. Colaboradores: Santiago Sánchez (ENERPRO); Ismael Aragón, (Servicios de Ingeniería y Estudios Especiales S.A. SIEE); Pol Arranz (Trama Tecnoambiental TTA). DESARROLLO DE OPERADORES ELÉCTRICOS PARA REDUCCIÓN DE LA POBREZA EN ECUADOR Y EL PERÚ. 21. Photovoltaic Power Generation, 1998. PHOTOVOLTAIC POWER GENERATION. Thomas Penik and Bill Louk. Diciembre 1998. 22. Protermosolar, 2015 http://www.protermosolar. com/honorificos/situacion-internacional/ 23. Revista Líderes, 2012 http://www.revistalideres. ec/lideres/17-proyectos-instalar-284-megavatios.html 24. Ruiz Hernández, V., 2010. LA ELECTRICIDAD TERMOSOLAR. HISTORIA DE ÉXITO DE LA INVESTIGACION. Protermosolar, Sevilla, España 25. Sidrach Mariano, 1995 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTONOMOS: APLICACIÓN Y DISEÑO; Departamento de Física Aplicada, Universidad de Málaga, FUNDAMENTOS DIMENSIONADO Y APLICACIONES DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA; CIEMAT 26. Solar Power Panels http://www.uksolarpowerpanels.co.uk/HJ%20Solar%20250/HJ%20 solar%20install(96_84_36__)9%208.pdf 27. Urdiales Flores, 2015. PROCEDIMIENTO PARA LA ELECTRIFICACIÓN EN ZONAS AISLADAS: CASO CANTÓN TAISHA, MORONA SANTIAGO. Luis Eduardo Urdiales Flores. Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C. A. Enero 2015

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28. Vásquez Calero, Fracisco, 2010. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS DOMÉSTICOS, CENTROSUR. 29. Vásquez Calero, Francisco, 2011. INSTALACIÓN DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS Y PLAN DE SOSTENIBILIDAD, CENTROSUR 30. Veoverde, 2015 https://www.veoverde. com/2014/01/chile-tendra-primera-planta-de-concentracion-solar-de-potencia-de-america-latina/

31. Wikipedia (2015a) http://es.wikipedia.org/wiki/ Energ%C3%ADa_solar 32. Wikipedia (2015b), http://es.wikipedia.org/wiki/ Bater%C3%ADa_de_ion_de_litio 33. Zigor, 2013, disponible en: http://www.zigor.com/ co/index.php?option=com_content&view=article&id=191%3Aparagachi&catid=12%3Aempresa&Itemid=163&lang=es

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VIII / Estado de la

exploración de la energía geotérmica en Ecuador Eduardo Aguilera Ortiz a, Manuel Raúl Peláez Samaniego b, c*

8.1 / Introducción

a Universidad de las Fuerzas Armadas, ESPE, Sangolquí, Ecuador b Facultad de Ciencias Químicas, Universidad de Cuenca, Cuenca, Ecuador c Department of Biological Systems Engineering, Washington State University, Pullman, WA, USA.

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* Forma de referenciar este capítulo: Aguilera Ortiz, E., Peláez Samaniego M.R., 2015. Estado de la exploración de la energía geotérmica en Ecuador. En: “Energías renovables en el Ecuador. Situación actual, tendencias y perspectivas”, Editores: Peláez Samaniego, M.R. y Espinoza Abad, J.L. Universidad de Cuenca. Gráficas Hernández, Cuenca, Ecuador.

La energía geotérmica es la energía calórica generada y almacenada en el interior de la tierra. En su sentido más amplio es el calor (therme) de la tierra (geo), cuyo origen se lo atribuye a dos causas combinadas: el calor residual de la acreción planetaria y el calor generado por la desintegración radiactiva de los isótopos que más lo producen en el manto terrestre; 40K, 238U, 235U, y 232Th (Nature Geoscience, 2011). A partir de esta definición general que prescinde de cualquier consideración sobre la temperatura, profundidad y posibilidades de explotación del recurso, la energía geotérmica incluiría todo el calor acumulado en el interior de la tierra. No obstante, si se considera a esta forma de energía en términos prácticos, en función de su uso actual y en el futuro inmediato, se la tiene que restringir al calor contenido en los primeros 10 km de profundidad de la corteza terrestre. En esta capa epidérmica la temperatura se incrementa en función de la profundidad con una tasa promedio de 30 °C/km, denominada gradiente geotérmico, relacionada con un flujo de calor del orden de 16 kWt/km2. En las áreas geotérmicas se encuentra una razón de incremento varias veces mayor que la del gradiente geotérmico normal. El calor geotérmico se encuentra irregularmente distribuido, pocas veces concentrado en un sitio y, frecuentemente, es accesible solo a grandes profundidades; por consiguiente, se debe establecer que, bajo las actuales condiciones tecnológicas y del mercado de energía, se puede consi-

VIII ESTADO DE LA EXPLORACIÓN DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA EN ECUADOR Eduardo Aguilera, Manuel Raúl Peláez

derar una fuente energética económicamente aprovechable solo a una fracción infinitesimal del calor geotérmico. Es frecuente que el término energía geotérmica se refiera a aquel calor a profundidades consideradas accesibles (Mock et al., 1997) para su explotación y uso. En el interior de la corteza terrestre el calor se encuentra almacenado en grandes masas de roca sólida, por lo que es indispensable un fluido de trabajo (agua o vapor) para que, bajo ciertas circunstancias favorables, pueda ser capturado, transferido y concentrado en un reservorio geotérmico emplazado en profundidades del orden de 500 a 3.000 m. La mayoría de los campos geotérmicos en explotación a escala global están ubicados en áreas en las que se manifiesta una actividad volcánica reciente relacionada con bordes continentales activos, zonas de rift y puntos calientes, en las cuales, el ascenso y permanencia de los magmas (roca fundida) en los niveles más someros de la corteza origina una anomalía positiva del flujo de calor terrestre.

8.1.1 / Sistemas Geotérmicos Se denomina sistema geotérmico a una concentración natural de calor terrestre que se presenta en algunas zonas favorables de la corteza y es susceptible de extraerse con la tecnología actual. El término geotérmico indica su relación con la energía calórica interna de

la tierra y, en general, se lo emplea para designar sistemas en los cuales el calor terrestre se encuentra suficientemente concentrado, como para constituir un recurso energético (Rybach and Muffler, 1981). El recurso geotérmico es “la energía calórica que podría extraerse razonablemente, dentro de un determinado lapso, con costos competitivos respecto a otras formas de energía” (Muffler y Cataldi, 1979). A los sistemas geotérmicos se les clasifica con base en su entalpía y el régimen predominante en el proceso de transferencia de calor. Por la entalpía son de tres tipos: baja, media y alta entalpía, como se indica en la Tabla 8.1. EL rango de temperaturas para la clasificación no obedece a un criterio único, como se observa en la referida tabla. Para fines de la generación eléctrica, los más aptos son los sistemas de alta entalpía. No obstante, los recientes avances tecnológicos han hecho factible aprovechar fluidos con temperaturas desde 95 ºC, mediante ciclos cerrados en las denominadas centrales de “Ciclo Binario” (Ver Sección 8.2.2). El agua a la que se le ha extraído una parte de su calor después de pasar por el ciclo térmico de generación eléctrica, se lo inyecta nuevamente al reservorio, evitando así el consumo adicional de agua. Según el régimen predominante en la transferencia de calor, los sistemas geotérmicos son de dos tipos: Sistemas Hidrotermales Convectivos y Sistemas Conductivos de Rocas Secas Calientes (Hot Dry Rocks).

Tabla 8.1 / Clasificación de los sistemas geotérmicos (IILA, 2010). TIPO/SISTEMA

Muffler y Cataldi, 1979

Hochstein, 1990

Benderitter y Cormy, 1990

Baja Entalpía

< 90 °C

< 125 °C

< 100 °C

90 – 150 °C

125 – 225 °C

100 – 200 °C

> 150 °C

> 225 °C

> 200 °C

Media Entalpía Alta Entalpía

Haenel, Rybach y Stegena,1998 < 150 °C

> 150 °C


1. Los sistemas hidrotermales convectivos se encuentra en rocas fracturadas, con una elevada permeabilidad, emplazados en los niveles someros de la corteza (500-3.000 m) y, de preferencia, en un ambiente geológico relacionado con la presencia de volcanismo de edad reciente. Son de dos clases: a) de vapor dominante y b) de líquido dominante, como se indica en la Figura 8.1. En un sistema hidrotermal de vapor dominante coexisten el agua líquida y el vapor, que constituye la fase continua, controlada por la presión. Desde el punto de vista de la generación eléctrica es el mejor y más eficiente, porque produce vapor seco hasta vapor sobrecalentado, a pesar que es el de más rara ocurrencia. Los campos geotérmicos de “Los Geysers”, en California y el de Lardarello (Italia) son ejemplos típicos de sistemas de vapor seco. En Los Geysers, la temperatura del reservorio oscila entre 240 °C y 350 °C y la presión, entre 2.0 y 36 MPa (Julian, 1996). Los sistemas de líquido dominante, por otro lado, son los más comunes entre los recursos

hidrotermales (Wairakei, Nueva Zelandia; Cerro Prieto, México; Otake, Japón; Ahuachapán, El Salvador). El agua es la fase continua, en la que aparecen burbujas de vapor que, dependiendo de la temperatura y la presión, alcanzan un mayor o menor volumen. La mayoría de los campos geotérmicos en explotación tienen reservorios de agua con una alta termalidad, que se mantiene en estado líquido debido a los efectos combinados de la presión y la salinidad. En estos sistemas la presión en el reservorio es más baja, alrededor de 0,5 a 1,0 MPa, y su temperatura en torno a 250 °C. 2. Los sistemas de rocas secas calientes se encuentran en ambientes de alta temperatura, pero con una permeabilidad escasa o nula. Su aprovechamiento se encuentra apenas superando la etapa experimental, desde que arrancó en 1994, en el Laboratorio Nacional Los Alamos, Nuevo México (USA), donde lograron extraer vapor con una temperatura de 234 ºC de rocas completamente impermeables y secas, desde una profundidad de 4.000 m, al bombear agua desde la superficie a través de fracturas creadas artificialmente. Ver gráfico a color / pag. 424

386

Figura 8.1 / Esquema de un sistema geotérmico convectivo. Adaptado de Mock et al. (1997).


En junio de 2008, en Soultz-sous-Forets, Francia, comenzó la operación de prueba de una central europea experimental que utiliza el calor almacenado en rocas secas calientes que, mediante el fracturamiento hidráulico, han adquirido permeabilidad artificial que permite un ciclo continuo de bombeo de agua fría y la extracción de vapor, a 200 ºC, desde una profundidad de 5.000 m (labex-geothermie. unistra.fr/article200.html). El actual interés por utilizar la energía geotérmica se debe a su carácter renovable y a la existencia prácticamente ilimitada del recurso). Por otro lado, los cambios en el clima no afectan esta fuente de energía (Goldstein et al., 2011), como sí ocurre con otras fuentes de energía renovable, incluyendo la hidráulica. Por lo tanto, su explotación ofrece un enorme potencial, sobre todo en países como Ecuador que disponen de fuentes de energía geotérmica de relativamente fácil acceso, como se describe en las Secciones 8.3 y 8.4 de este capítulo. Dentro de las ventajas de la energía geotérmica es importante mencionar la localización puntual de la fuente, que evita la instalación de grandes reservorios superficiales de agua o de plantas de tamaño muy grande. Este factor es importante porque el espacio requerido para la planta es normalmente pequeño. Por otro lado, es una fuente de energía limpia porque no genera desechos y tampoco emite gases derivados de su uso, como ocurre, por ejemplo, en el caso de plantas que utilizan combustibles fósiles. Sin embargo este tipo de energía, si bien puede ser competitiva con otras fuentes renovables, puede resultar más costosa en términos de inversión inicial, sobre todo si la fuente térmica se encuentra a grandes profundidades o si el acceso a la zona donde se encuentra la fuente es difícil y/o distante. Adicionalmente, existen riesgos de emisión de gases contaminantes que, en algunos casos, se trata de gases tóxicos (por ejemplo H2S–sulfuro de hidrógeno). La afectación al paisaje local con la instalación de plantas de generación puede ser otra

desventaja de este tipo de energía, aunque no es un aspecto exclusivo de la energía geotérmica, pues lo mismo ocurre con otras fuentes de energía renovable (eólica, hidráulica, etc.). Como se observa en las siguientes secciones,el uso de la geotermia se ha extendido a varios países del mundo, incluyendo Latinoamérica. Asímismo, el potencial geotérmico en Ecuador es relativamente alto, lo que lo vuelve atractivo para desarrollar proyectos con esta fuente de energía. El presente capítulo persigue presentar una visión rápida sobre el estado actual de la geotermia en el mundo y algunos coneptos básicos relacionados con esta fuente energética. Posteriormente se aborda la energía geotérmica en el país y una síntesis de los diversos estudios que se han realizado sobre la exploración de este tipo de energía. Al final se discuten algunos elementos que han sido frecuentemente mencionados como factores limitantes para el limitado interés que ha despertado este tipo de energía en Ecuador.

8.1.2 / Estado actual del uso de geotermia a nivel mundial El empleo de la energía geotérmica no es nuevo. Las aguas termales se han utilizado por siglos en balnearios y para la cocción de alimentos. Sin embargo, la explotación industrial y para la generación de electricidad empezó en Italia, a comienzos del Siglo XX (Mock et al., 1997), mediante el uso de vapor extraído de pozos de poca profundidad. Desde entonces, los avances tecnológicos han promovido un importante desarrollo de la geotermia como fuente de energía primaria apta para la generación eléctrica. Después de la denominada “crisis energética” de 1973, debido al incremento de los precios del petróleo y las consecuentes restricciones que debieron imponerse al uso indiscriminado de este producto se inició un importante auge de la geotermia, que recibió una atención preferencial junto con la hidroelectricidad y la energía nuclear.

387


En la década de 1970 las actividades de exploración y desarrollo de la energía geotérmica se incrementaron notablemente en muchos países del mundo que buscaban una alternativa viable para sustituir el uso de los combustibles derivados del petróleo. Dieciocho países latinoamericanos, entre ellos el Ecuador, se involucraron en proyectos de exploración geotérmica en las diferentes etapas de desarrollo (OLADE-BID, 1983). A mediados de la década de 1980, la caída de los precios del petróleo y problemas económicos hicieron que la actividad geotérmica se reduzca notablemente, en vista de lo cual continuaron desarrollándose solo los proyectos que habían completado la fase de exploración y tenían comprometido su financiamiento. A pesar de esas dificultades, la geotermia mantuvo una clara tendencia positiva

Tabla 8.2 / Capacidad eléctrica instalada con geotermia (MW) en diferentes países.

de crecimiento, principalmente en los Estados Unidos, Filipinas, Indonesia y México. A partir de 1991 la industria de la generación eléctrica con geotermia en los Estados Unidos se convirtió en la más grande del mundo, con una capacidad instalada de más de 2.100 MW, ubicada en el campo de “Los Geysers”, que, además, opera con un factor de planta de hasta el 99 %. En la actualidad la energía geotérmica se utiliza como fuente primaria de energía para la generación eléctrica en más de veinte países del mundo, como se detalla en la Tabla 8.2, en la que se muestran datos de la capacidad instalada por países y su evolución desde 1985 hasta 2014. El informe anual de Geothermal Energy Association (2015) indica que, en 2014, la capacidad eléctrica instalada con geotermia a nivel mundial totalizó 12.745,3 MW. Existen, además, varios países en los que se encuentra en pro-

PAÍS

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2014

1. Estados Unidos 2. Filipinas 3. Indonesia 4. México 5. Italia 6. Nueva Zelandia 7. Islandia 8. Japón 9. El Salvador 10. Kenya 11. Costa Rica 12. Nicaragua 13. Rusia 14. Turquía 15. Papua (N. Guinea) 16. Guatemala 17. Portugal (Azores) 18. China 19. Francia (Guadalupe) 20. Etiopía Otros (*)

2022 891 32 645 519 167 39 215 95 45 0 35 11 20,4 0 0 3 14 5 0 0

2774,6 891 145 700 545 283,2 45 215 105 45 0 70 11 21 0 0 3 19,2 4,2 0 0

2816,7 1227 309 753 632 286 50 529 110 45 60 70 11 20 0 33,4 5 28,8 4,2 0 0,47

2228 1909 590 755 785 437 170 530 105 45 120 70 23 20 0 33,4 16 29,2 4,2 8,5 0,47

2544 1931 797 953 790 435 322 535 151 127 163 77 79 20 39 33 16 28 15 7 1,5

3087 1094 1197 958 843 628 575 536 204 167 166 88 82 82 56 52 29 24 16,5 7,3 3,1

3525 1915 1380 1005 940 970 660 540 205 600 210 110 95 410 55 45 30 25 15 8 2,3

4.758,4

6.176,5

7.172,7

8. 238,6

9.064,1

9.901,4

12.745,3

TOTAL

(*) Incluye: Alemania, Austria, Australia y Tailandia. Fuente: Banco Mundial (2001); Islandbanki (2011); Holm et al. (2010); Geothermal Energy Association (2015).


ceso de instalación plantas geotermoeléctricas entre los que se destacan: Argentina, Canadá, Chile, Grecia, Honduras, Hungría, Nevis, Rumania y España (Hom et al., 2010; Geothermal Energy Association, 2014), con lo que se espera que la capacidad instalada llegue a 17,6 GW en el año 2020 (Geothermal Energy Association, 2015).

8.2 / Conceptos y definiciones 8.2.1 / Modelo geotérmico conceptual El modelo conceptual de un campo geotérmico comprende cuatro elementos esenciales que deben coexistir en el mismo lugar y al mismo tiempo: fuente de calor, reservorio (acuífero confinado), capa sello y recarga de agua meteórica. A continuación se describen brevemente estos elementos. a. La Fuente de Calor debe poseer capacidad térmica suficiente para influenciar un importante volumen de rocas de la parte superficial de la corteza terrestre. La origina una masa de roca fundida (magma), emplazada en niveles superficiales de la corteza terrestre, tal como una intrusión en proceso de enfriamiento, o la cámara magmática de un sistema volcánico. Las zonas en las que ocurren ascensos rápidos del magma que proviene directamente del manto, como aquellas afectadas por un volcanismo basáltico fisural, tienen un interés bastante más limitado, como es el caso de las Islas Galápagos. Las zonas que presentan el mayor interés geotérmico son aquellas que muestran evidencias de magmatismo ácido de origen intracrustal o las que presentan grandes volcanes centrales alimentados por cámaras magmáticas. La formación de cámaras magmáticas con una capacidad térmica suficiente para elevar la temperatura de un gran

volumen de roca adyacente requiere condiciones favorables tales como: a) la intersección de sistemas de fallas o la presencia de bloques fallados que formen trampas tectónicas apropiadas para que los magmas se estacionen, b) transfieran una parte de su calor, y c) desarrollen el proceso de diferenciación. Indicios favorables para la presencia de una fuente de calor de interés son la persistencia de la actividad volcánica y la presencia de productos volcánicos diferenciados que se forman después que el magma ha permanecido estacionado un largo tiempo dentro de la cámara. b. El Reservorio (o acuífero) está ubicado a profundidades alcanzables con perforaciones de costo moderado. El reservorio está constituido por rocas intensamente fracturadas y permeables, puesto que en los terrenos volcánicos es poco probable la existencia de rocas porosas. Para favorecer una adecuada recarga hídrica que permita una explotación continua y prolongada de los fluidos endógenos, el reservorio tiene que estar emplazado en un sistema hidrológico con un adecuado volumen de infiltración de agua meteórica. c. La Capa Sello (cobertura impermeable) es una cobertura de espesor suficiente para impedir la irradiación del calor y la fuga de los fluidos acumulados en el reservorio. Se caracteriza por una muy baja permeabilidad, lo que permite cumplir una doble función: aislante térmico y sello hidráulico del reservorio. Puede estar constituida por productos piroclásticos o por rocas volcánicas parcialmente permeables, impermeabilizadas por hidrotermalización (self-sealing). En algunas regiones geotérmicas, en las que la cobertura está fracturada por fallas, los fluidos del reservorio ascienden directamente a la superficie para originar vertientes termales o fumarolas.

389


La presencia de tales manifestaciones termales superficiales constituye un indicio de la posible existencia de fluidos geotérmicos. Sin embargo, existen campos geotérmicos desprovistos de manifestaciones superficiales (por ejemplo Monte Amiata, en Italia), así como manantiales calientes sin ninguna relación con un campo geotérmico. En consecuencia, es indispensable conocer el sistema de circulación de las aguas del subsuelo y las condiciones estructurales de cada sitio.

reservorio. Estos elementos definen el proceso térmico, la configuración y funcionamiento de las plantas geotérmicas. A partir de estos elementos, las centrales geotermoeléctricas puede ser de tres tipos: de vapor seco, de condensación y de ciclo binario.

8.2.2 / Utilización de fluidos geotérmicos para la generación de energía eléctrica

a. Central de Vapor Seco: Este tipo de central geotérmica, que es el más antiguo, utiliza vapor de agua sobrecalentado y presurizado, el mismo que es conducido directamente desde el pozo productor a una turbina de vapor acoplada a un generador eléctrico, siempre que el vapor geotérmico no esté mezclado con agua (California Energy Comssion, 2015). Este esquema de generación fue utilizado por primera vez en 1904, en Lardarello, Italia. El campo Los Geysers, al norte de California, es un lugar donde aún se emplean estos esquemas. La Figura 8.2 muestra una ilustración del principio de trabajo de una central de vapor seco.

Las tecnologías de aprovechamiento de los recursos geotérmicos dependen del nivel térmico disponible y del tipo de fluido presente en el

b. Central de condensación (flasheo): La central eléctrica de “flasheo” es el tipo más común entre las centrales geotérmi-

d. La recarga es un proceso que permite la infiltración de agua meteórica que alimenta a los acuíferos profundos, para formar los reservorios geotérmicos. La recarga permite el carácter renovable del recurso geotérmico.

390 Figura 8.2 / Ilustración del principio de trabajo de una central de vapor seco. Adaptado de California Energy Comission (2015) and Islandsbanki (2011).


Figura 8.3 / Esquema del principio de funcionamiento de una central de condensación. Adaptado de California Energy Comission (2015) and Islandsbanki (2011).

cas. El vapor separado del agua es conducido desde los pozos hacia una casa de máquinas en la que se expande para impulsar una turbina de vapor. El fluido turbinado se condensa con la presencia de vacío parcial, para maximizar la potencia del turbogenerador. El líquido condensado es nuevamente integrado al circuito del agua de enfriamiento y una parte se evapora y dispersa en la atmósfera a partir de una torre de enfriamiento, aunque la mayor parte se la devuelve al reservorio (Figura 8.3). En un campo geotérmico de líquido dominante, los pozos perforados llegan hasta los estratos confinados y saturados con agua caliente, que tienen una presión máxima aproximadamente igual a la de una columna hidrostática de altura similar a la profundidad del pozo. A medida que el agua caliente asciende por el pozo se despresuriza y se convierte parcialmente en vapor. Si la temperatura y la presión del reservorio son suficientemente altas, se establecerá un flujo continuo de una mezcla de agua y vapor. El tamaño de las centrales geo-termoeléctricas de flasheo varía comúnmente en-

tre 5 y 100 MW de potencia. Existen en el mercado pequeñas centrales geotérmicas (< 10 MW) que funcionan alimentadas con el vapor de un solo pozo y, por lo tanto, se las instala en la propia plataforma de perforación, para evitar el costo de los vaporductos, a las que se las denomina “unidades a boca de pozo”. Es frecuente que estas unidades no dispongan de un condensador, en cuyo caso se las denomina “unidades de contrapresión” (backpressure units), que son relativamente baratas y fáciles de instalar, lo que las hace muy atractivas durante la etapa de construcción de la central, cuando ya se dispone de pozos productores a los que conviene mantenerlos abiertos, para probar la evolución del reservorio. c. Centrales de ciclo binario: Para aprovechar los recursos con temperaturas inferiores a 200 ºC, pero superiores a 95 ºC, es frecuente la utilización de centrales de ciclo binario. El fluido geotérmico (agua caliente) extraído del reservorio se lo conduce a un intercambiador de calor, en el que se calienta un fluido de trabajo secundario de bajo punto de ebullición

391


Figura 8.4 / Esquema del principio de funcionamiento de una central de ciclo binario. Adaptado de California Energy Comission (2015) and Islandsbanki (2011).

(generalmente un fluido orgánico, como el isopentano), que se vaporiza y conduce para que impulse la turbina. El fluido orgánico es posteriormente condensado, en forma similar a la de una central de flasheo, para que circule hacia el intercambiador de calor formando un circuito cerrado, mientras el fluido geotérmico se lo reinyecta al reservorio. La Figura 8.4 muestra un esquema de este tipo de central.

8.2.3 / Costos de instalación de centrales geo-termoeléctricas

392

Los costos de instalación, de las centrales geo-termoeléctricas varían en función de su tamaño y tipología, del número de pozos a perforar, así como de la logística y del sitio en el que se esté desarrollando el proyecto. En Estados Unidos, donde existe una oferta local de equipamiento electro-mecánico y una industria de perforación competitiva y madura, los costos de una central geotérmica pueden oscilar entre 3,7 y 4,5 millones de dólares por MW instalado. En otros países, en los que existen complejidades logísticas, como proyectos

ubicados en zonas de difícil acceso, o donde la geotermia todavía no es una industria madura y existe una oferta limitada o nula de servicios de perforación y otros relacionados, los costos tenderán a ser sensiblemente más altos (Bruni, 2014). Sin embargo, los costos de generación eléctrica con geotermia son bastante competitivos respecto a otras fuentes renovables. Los costos nivelados de generación eléctrica con geotermia, expresados en USD/MWh (dólares año base 2011), para centrales que entrarán en servicio en 2018 y para centrales que entrarán en operación en 2020 (dólares año base 2013) varían en los rangos 81,4-100,3 USD/ MWh y 43,8-52,1 USD/MWh, respectivamente (U.S. Energy Information Administration, 2013 and 2015). La mayoría de las centrales geo-termoeléctricas instaladas en el mundo trabajan como centrales de base; esto es, 24 horas al día durante 365 días al año, con factores de planta típicamente comprendidos entre el 85 y 95 %. La Tabla 8.3 presenta un resumen de los costos nivelados de generación en las centrales geo-termoeléctricas en función de su tamaño y la calidad del recurso, actualizados al año 2001 (Banco Mundial, 2001). Las centrales geo-termoeléctricas de flasheo son las que dominan el


Tabla 8.3 / Costos nivelados de la generación geotermoeléctrica (Fuente: Banco Mundial, 2001) Costo nivelado de la energía generada (US cents/kWh) Tamaño de la central

Recurso Alta Calidad (T > 250ºC)

Recurso Media Calidad (T = 90-150 ºC)

Recurso Baja Calidad (T < 150 ºC)

Pequeña (< 5 MW)

5,0 – 7,0

5,5 – 8,5

6,0 – 10,5

Mediana (5–30 MW)

4,0 - 6.0

4,5 – 7,0

Normalmente Inconveniente

Grande (> 30 MW)

2,5 – 5,0

4,0 – 6,0

Normalmente Inconveniente

mercado, a pesar que la actual tecnología ofrece múltiples alternativas para el aprovechamiento de los recursos geotérmicos con costos competitivos, si es que la iniciativa financiera se la enfoca a un mediano o largo plazo.

8.3 / Aspectos históricos de la exploración de energía geotérmica en Ecuador La exploración geotérmica en Ecuador se ha venido llevando a cabo desde hace aproximadamente 35 años. Se puede decir que, después de la energía hidráulica, es la fuente renovable de energía que por más tiempo se la ha estudiado, aunque de manera cíclica y descontinuada. Los estudios de reconocimiento geotérmico se iniciaron en 1979, cuando el ex-Instituto Ecuatoriano de Electrificación (INECEL) junto a la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), con el asesoramiento de AQUATER de Italia, BRGM de Francia y el Instituto de Investigaciones Eléctricas de México (IIE), desarrollaron el “Estudio de Reconocimiento Geotérmico Nacional de la República del Ecuador” con el objetivo de “diversificar la oferta de recursos naturales aptos para la generación eléctrica y reducir el uso de combustibles derivados del petróleo” (INECEL-OLADE, 1979). Los estudios de exploración se enfocaron principalmente en la región Sierra.

Como resultado del mencionado estudio se identificaron las zonas con mayores perspectivas de existencia de sistemas geotérmicos económicamente explotables. El estudio mostró que existen dos grupos de áreas geotérmicas prioritarios (denominados Grupo A y Grupo B) en las que se recomendaba continuar estudios para un posible aprovechamiento geotérmico. El Grupo A, también denominado de “primera prioridad”, comprende las áreas de: Tufiño, Imbabura-Cayambe y Chalupas. El Grupo B, de “segunda prioridad”, comprende: Ilaló, Chimborazo y Cuenca. La Figura 8.5 muestra la ubicación aproximada de cada sitio geotérmico. Algunos hitos importantes en la historia de la energía geotérmica en el Ecuador han sido resumidos por Beate (2010) y Aguilera (1995, 1998) y se los presenta a continuación. El ex-INECEL siguió las recomendaciones establecidas en el “Estudio de Reconocimiento Geotérmico Nacional de la República del Ecuador”. La primera área seleccionada fue la de Tufiño, en la que se completó el estudio de Prefactibilidad en el ámbito del Proyecto Geotérmico Binacional Chiles-Cerro Negro-Tufiño, en asociación con el ex Instituto Colombiano de Electricidad (ICEL) y la cooperación de la OLADE. Posteriores estudios de prospección fueron llevados a cabo por el ex-INECEL en Chalupas y Chachimbiro. Asimismo, el también extinto Instituto

393



Figura 8.5 / Áreas de interés geotérmico identificadas por el Estudio de Reconocimiento Geotérmico Nacional (Las elipses de línea continua se refieren al Grupo A, Primera Prioridad, y las de línea discontinua al Grupo B, o de Segunda Prioridad).

394

Ecuatoriano de Energía (INE), inició estudios de pre-factibilidad en los prospectos Ilaló y Cuenca, contando con asistencia técnica del BRGM, para localizar y aprovechar recursos geotérmicos de baja temperatura. Sin embargo, estos proyectos quedaron abandonados por problemas de financiamiento.

(magnetometría, gravimetría, geoeléctrica y magnetotelúrica), que los llevó a cabo Aquater, con la coordinación técnica de la OLADE. Los resultados permitieron localizar un reservorio geotérmico de alta temperatura bajo el volcán Chiles, lo que fue ciertamente alentador en el desarrollo de los estudios de prospección.

Para el ex-INECEL, el prospecto de Tufiño tuvo la máxima prioridad, por lo que decidió continuar con estudios de pre-factibilidad. Estos incluyeron trabajos detallados de geología, geoquímica (de aguas y gases) y geofísica

A partir de los resultados de los estudios geológicos y geoquímicos de superficie realizados hasta la fecha, incluido el concerniente a los modelos geotérmicos preliminares sustentados en información geoquímica e isotópica,


desarrollado con la asistencia del Organismo Internacional de Energía Atómica-OIEA, en varias áreas geotérmicas del país, se confirmó el interés geotérmico de Tufiño y Chachimbiro (Almeida et al., 1992). En vista que habían transcurrido varios años de investigaciones y en ninguna de las áreas se había realizado los estudios de factibilidad, indispensables para cuantificar el potencial aprovechable para la generación eléctrica, el ex–INECEL consideró necesario suplir esta necesidad mediante un estudio preliminar sustentado en la información disponible que, como se ha mencionado, no había superado

el nivel de prefactibilidad. El estudio en mención se fundamentó en el método volumétrico y de la cantidad de calor magmático, bien conocido en la bibliografía científica internacional (Muffler y Cataldi, 1977). Los resultados se presentan en la Tabla 8.4. Se destaca que la evaluación preliminar del potencial de Tufiño, Chalupas y Chachimbiro totaliza la alentadora cifra de 534 MWe. A partir de los nuevos estudios realizados por CELEC EP, se ha configurado un Cuadro Resumen (Tabla 8.5) sobre el estado actual de la exploración geotérmica en el Ecuador y la evaluación preliminar del potencial.

Tabla 8.4 / Potencial geotérmico aprovechable de acuerdo con la “Evaluación Preliminar del Potencial Geotérmico del Ecuador” (Almeida E., 1990). Area Tufiño Chachimbiro Chalupas Chalpatán

Fase de los Estudios Año 1990

Superficie Total (km2)

Superficie Aprovechable (km2)

Potencial Energético Estimado (MW)

Prefactibilidad Reconocimiento Reconocimiento Prefactibilidad

38,29 17,28 62,83 -

4,40 3,20 12,90 -

139 113 282 0,0

TOTAL

534

Tabla 8.5 / Resumen del estado actual de la exploración geotérmica en el Ecuador. ÁREA/ZONA 1. Tufiño 2. Chachimbiro 3. Chalupas 4. Chalpatán 5. Cachiyacu 6. Jamanco 7. Oyacachi TOTAL

FASE DE ESTUDIOS, AÑO 2009 Prefactibilidad Reconocimiento Reconocimiento Prefactibilidad Reconocimiento Reconocimiento Reconocimiento

POTENCIA ELÉCTRICA (MW) (2009)

FASE DE ESTUDIOS (2013)

POTENCIA ELÉCTRICA (MW) (2013)

139 113 282 0 379 254 201

Prefactibilidad* Prefactibilidad* Reconocimiento Prefactibilidad Prefactibilidad* Prefactibilidad* Prefactibilidad

175 81 282 0 39 13 0

1.368

590

395


En conclusión, se observa que después que han transcurrido 35 años desde cuando INECEL realizó la primera evaluación preliminar de los recursos geotérmicos aptos para la generación eléctrica, en ninguna de la áreas prospectivamente interesantes se ha logrado pasar a la Fase de Factibilidad y, por consiguiente, se continúa solamente vislumbrando la existencia del recurso, básicamente en las mismas áreas identificadas, en 1979, por el Estudio de Reconocimiento Geotérmico Nacional.

8.4 / La energía geotérmica en Ecuador 8.4.1 / Ambiente geológico El territorio del Ecuador está ubicado en el margen continental activo originado por la subducción de la Placa Oceánica de Nazca bajo la continental de Sudamérica, en condiciones particulares derivadas de la presencia de la Dorsal Asísmica de Carnegie, una estructura generada por el paso de la placa de Nazca sobre el Punto Caliente de las Galápagos (Hey R.N., 1977). El elemento fisiográfico más destacado es la Cordillera de Los Andes, formada a través de varios pulsos orogénicos desde, por lo menos, el Cretácico. La zona geográfica y fisiográfica denominada Sierra representa el núcleo de los Andes Ecuatorianos, formados por dos cadenas montañosas paralelas; la Cordillera Occidental al oeste, y la Cordillera Real al este, separadas por un estrecho valle denominado Depresión Interandina.

396

El arco volcánico ecuatoriano, que se extiende en dirección norte-sur a lo largo de todo el país, tiene un ancho promedio de 80 km. La actividad volcánica cuaternaria, que ha edificado un elevado número de enormes estrato-volcanes, desaparece al sur del paralelo 2° S, marcando una clara diferencia entre los Andes Septentrionales y Meridionales. Los productos volcánicos resultantes de la actividad plio-cuaternaria recubren a un antiguo complejo volcánico formado por una potente acumulación de

lavas con intercalaciones tobáceas y algunas ignimbritas. Esta secuencia volcánica tabular, con un espesor de por lo menos 1.000 m, que se encuentra fallada y basculada, es uno de los objetivos de la exploración geotérmica por sus características favorables para ser un eventual reservorio. Para los fines prácticos atinentes a la exploración geotérmica en nuestro país, el área de interés debe restringirse a la región andina septentrional, en la que se encuentra el vulcanismo cuaternario andesítico, de tipo central y con indicios de diferenciación magmática favorable para la presencia de una fuente de calor. En la misma área son frecuentes las manifestaciones hidrotermales, concentradas en la vecindad de los volcanes. Una compleja situación hidrogeológica sería la causa de que las manifestaciones termales alcancen solo temperaturas medias, en un territorio en el que existe una alta concentración de sistemas volcánicos alimentados por sus correspondientes cámaras magmáticas (INECEL-OLADE, 1979).

8.4.2 / Descripción de las áreas geotérmicas con mayor potencial En esta sección se muestra un resumen de las principales características de las áreas geotérmicas de mayor interés en el país, destacándose que existen otras, menos estudiadas, como: Chimborazo, Baños de Cuenca y Guapán (Azogues).

8.4.2.1 / Tufiño-Chiles Esta área geotérmica se encuentra en el flanco oriental de la Cordillera Occidental de los Andes, cerca de los volcanes Chiles (4.730 m) y Cerro Negro (4.470 m). La línea fronteriza colombo-ecuatoriana cruza por las cumbres de los volcanes antes mencionados y divide el área de interés geotérmico en dos mitades, como se muestra en la Figura 8.6. De acuerdo con estudios geofísicos de prefactibilidad, la zona de


máximo interés geotérmico corresponde a una área de aproximadamente 14 km2 que se extiende entre los alrededores de la población de Tufiño y las manifestaciones termales de “Aguas Hediondas”, con elevaciones comprendidas entre 3.120 y 3.580 m (OLADE-AQUATER, 1987). En la referida área existen varias fuentes termales. La probable presencia de un reservorio geotérmico con potencial energético aprovechable en el área de Tufiño se sustenta en las siguientes evidencias: a) Las manifestaciones termales de Tufiño y Aguas Hediondas emergen con temperaturas comprendidas entre 26 y 53 ° C, sensiblemente más altas que la temperatura media anual de la zona (9 °C); b) Las temperaturas de equilibrio, determinadas con los geotermómetros químicos, superan los 100 °C y se incrementan cerca del volcán Chiles, donde alcanza 220 °C. El reservorio geotérmico, evidenciado por una anomalía de resistividad eléctrica, estaría emplazado a profundidades mayores a 1.300 m (OLADE-AQUATER, 1987).

8.4.2.2 / Chachimbiro

N-NW de Quito y unos 17 km al NW de Ibarra. La topografía varía entre irregular y abrupta, dominada por los estrato-volcanes Cotacachi (4.944 m) y Yanahurcu de Piñán (4.535 m). Otros accidentes morfológicos de importancia son los domos: Albují (4.054 m), Hugá (4.000 m), Churoloma (3.626 m) y Pucará (3.000 m). El límite de la Zona de Amortiguamiento de la Reserva Ecológica Cotacachi-Cayapas se encuentra a aproximadamente 7 km del área de interés geotérmico. Desde el punto de vista geológico, Chachimbiro pertenece al ámbito de La Cordillera Occidental de Los Andes (CEPAL, 2010). En el área de interés, ubicada en el límite entre la Cordillera Occidental y la Depresión Interandina, se ha reconocido un importante sistema de fallas geológicas, de dirección NNE-SSW, que corta a los productos del complejo volcánico cuaternario. La edad del fallamiento se remonta al Terciario Inferior, bajo la presencia de un campo de esfuerzos alternadamente compresivos y distensivos, que originaría fracturamiento y permeabilidad secundaria en las lavas del basamento pre-volcánico, así como en las del volcanismo cuaternario.

Está ubicada en el flanco oriental de la Cordillera Occidental de los Andes, a unos 70 km al

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Figura 8.6 / Extensión del Área de Interés Geotérmico de Tufiño (AQUATER, OLADE, 1987).


Estudios de prefactibilidad del área geotérmica Chachimbiro En el año 2012, la compañía Consultora Servicios y Remediación S.A. (SYR), contratada por CELEC-EP, realizó los Estudios de Prefactibilidad del Proyecto Chachimbiro. El estudio comprendió actividades de geología, geoquímica y geofísica, cuyos resultados se los resume a continuación. El área de Chachimbiro se caracteriza por la presencia de una fuente de calor magmática, que ha evolucionado y estaría centrada bajo el Domo Hugá. El estudio destaca la importancia de la alteración hidrotermal que se observa alrededor de las fuentes termales de Chachimbiro, lo que sugiere que la temperatura de las manifestaciones termales pudo haber sido significativamente más alta. La falla Azufral sería la que controla el ascenso de los fluidos termales, y que es factible la presencia de una red de fracturas con una elevada permeabilidad (SYR, 2012).

398

El estudio en mención señala que la geoquímica de aguas y gases del área de Cachimbiro es compleja y no permite una interpretación única, sino que hay tres posibles alternativas: La primera corresponde a un sistema hidrotermal económicamente aprovechable, de temperatura moderada (225 a 235°C), con aguas cloruradas neutras y temperatura profunda de hasta 260 °C. La segunda correspondería a un sistema hidrotermal de baja temperatura (110-125 °C), o de “agua inmadura”, cuya temperatura no permitiría un uso energético económicamente atractivo. La tercera sugiere un sistema magmático-hidrotermal en proceso de enfriamiento, cuyas temperaturas son igualmente muy bajas para un posible aprovechamiento energético (SYR, 2012). Esta conclusión se contrapone a los resultados de anteriores estudios realizados con el respaldo técnico-científico del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) en los años 1990 y 2002.

En cuanto a la geofísica, el resultados de los estudios de MT, TDEM, gravimetría, magnetometría y de microsismicidad son compatibles con la existencia de un reservorio geotérmico, aunque existe la posibilidad de que la capa sello (arcillosa) haya sido abruptamente destruida por un deslizamiento lo que habría causado una pérdida de permeabilidad del reservorio (SYR, 2012). La integración de los datos sugiere que cualquier reservorio permeable estaría ubicado a varios cientos de metros por debajo de la base de la capa de arcilla, aunque “el patrón general esquematizado difiere de todos los campos geotérmicos en explotación que podrían ser considerados como casos potencialmente análogos”. Al evaluar los factores de riesgo en la exploración, se destacan: la temperatura del reservorio, la permeabilidad y la química de los fluidos. El estudio concluye que Chachimbiro es un prospecto riesgoso, con una probabilidad estimada de éxito en la exploración, de alrededor del 32 %, para el caso un recurso de temperatura moderada a alta, señalando que la temperatura y la permeabilidad del reservorio serían los principales (SYR, 2012). No obstante, el estudio recomienda continuar con perforaciones exploratorias que incluyan un pozo relativamente superficial y barato (alrededor de 4,5 millones de US Dólares) para probar si es que existe viabilidad de un recurso de moderada a alta temperatura. El pozo sería de diámetro reducido (Slim hole) con una profundidad de 1.500 m, para comprobar la existencia, o no, de temperaturas económicas (mayores a 200 °C) y, secundariamente, permeabilidad.

8.4.2.3 / Chalupas El área geotérmica de Chalupas está ubicada en el ámbito de la Cordillera Real, a unos 60 km al SE de Quito y 35 km al NE de Latacunga. El elemento morfológico más importante es una caldera de colapso, de 13 x 16 km, en cuyo inte-


rior se encuentra el volcán Quilindaña. El borde de la caldera está alejado unos 5 km del flanco SE del volcán Cotopaxi y unos 7 km del límite SE del Parque Nacional Cotopaxi. La topografía es irregular y dominada por el estrato-volcán Quilindaña (4.878 m). El fondo de la caldera es relativamente plano, con una elevación promedio de 3.600 m (CEPAL, 2010). La Caldera de Chalupas está morfológicamente definida por una serie de lavas periclinales, claramente identificables en los bordes norte, occidental y sur, apoyadas sobre el basamento de la Cordillera Real. La caldera está rellenada por lavas fracturadas y materiales fragmentarios resultantes de una erupción paroxismal y el posterior colapso del estrato-volcán Chalupas, hace aproximadamente 240 mil años. Los depósitos superficiales son de origen glaciar, lacustre y de erosión fluvial. La Figura 8.7 muestra un mapa con la ubicación de esta área geotérmica. Los productos volcánicos indican una amplia diferenciación que denota la presencia de una

cámara magmática y la correspondiente anomalía del flujo de calor. Se han reconocido tres principales sistemas de fallas: uno longitudinal, paralelo a la dirección predominante de la Cadena Andina (NNE-SSW) y dos transversales (NW-SE y NE-SW), que cortan al anterior. Las fallas NE-SW son, aparentemente, las más recientes. Los productos piroclásticos, depósitos morrénicos y sedimentos lacustres que rellenan el fondo de la caldera, tienen una muy baja o nula permeabilidad primaria y un comportamiento plástico que impide la permeabilidad secundaria por fracturamiento. Las manifestaciones termales son de temperatura media (26 a 37 °C), por estar afectadas por fenómenos de mezcla (CEPAL, 2010).

Modelo Geotérmico Conceptual de Chalupas El nivel de las investigaciones realizadas hasta el momento ha permitido esbozar solo un modelo geotérmico de carácter preliminar, en el que se incorporan una serie de hipótesis, y cuya comprobación requierela exploración del

399

Figura 8.7 / Mapa de ubicación de la Caldera de Chalupas (CEPAL, 2010).


subsuelo. La fuente de calor estaría constituida por una cámara magmática de gran volumen, que alimentó al estrato volcán Chalupas, hasta que se produjo el colapso asociado con una violenta actividad explosiva en la que emitió, por lo menos, 100 kilómetros cúbicos de material volcánico de composición riolítica. Después de la fase de colapso caldérico, la actividad volcánica continuó en el interior de la caldera con la edificación del Volcán Quilindaña y los domos Buenavista, Huahui y Plaza de Armas. Las características particulares del sistema de alimentación magmática de este complejo volcánico, activo desde hace más de un millón de años, son buenos indicios de la existencia de una cámara magmática capaz de originar una importante anomalía del flujo de calor terrestre (Aguilera, 1998). El reservorio del sistema geotérmico estaría formado por rocas volcánicas antiguas (pliocénicas) y las lavas del volcán Chalupas que, en conjunto, alcanzarían un espesor de 1.000 a 2.000 m. Ambas unidades geológicas tendrían una elevada permeabilidad secundaria debido a la fracturación originada por la destrucción del cono y posterior colapso caldérico. Se estima que el reservorio está emplazado a una profundidad de alrededor de 1.900 m. A su vez, la capa sello estaría formada por la acumulación de material piroclástico, sedimentos lacustres, lahares y morrenas muy impermeables, aunque también se considera factible la existencia del fenómeno de auto-sellamiento (self sealing) en el techo del reservorio.

8.4.2.4 / Chacana

400

El área de Chacana está ubicada a 60 km al E de la ciudad de Quito, en el ámbito de la Cordillera Real. Su interés geotérmico se relaciona con la presencia de una caldera riolítica, con una historia geológica de alrededor de 3 millones de años, que es actualmente casi irreconocible en el terreno. La mayor parte de la superficie que forma el prospecto está dentro de las reservas ecológicas

Antisana y Cayambe-Coca, que constituyen territorios ambientalmente muy sensibles. El interés geotérmico del área inició en 2009, a raíz del “Estudio de Reconocimiento Avanzado de Prospectos Geotérmicos Tufiño, Chachimbiro, Chalupas y Chacana”, realizado por la entonces empresa ELECTROGUAYAS, a través de servicios de consultoría (CELEC-UNEG 2009) que evaluó un potencial de 418 MW, con la posibilidad de que llegue a 1.482 MW, asumiendo que la caldera es una gigantesca unidad magmática, capaz de generar una idéntica anomalía del flujo de calor. En 2012, la consultora Servicios y Remediación (SYR) realizó el “Estudio de Prefactibilidad Inicial del Área de Chacana”, que incluyó estudios de geología, geoquímica y geofísica, que se desarrollaron en las zonas de Cachiyacu y Jamanco. Detalles importantes de la constitución geológica y de los estudios geológicos, geofísicos y geoquímicos pueden ser consultados en SYR (2012). El referido estudio muestra que existe un alto grado de incertidumbre sobre el potencial energético aprovechable de este sitio. La evaluación del sitio ha permitido estimar que el potencial energético podría llegar a 52 MW (39 MW en Cachiyacu y 13 MW en Jamanco). Se debe subrayar que la mayor parte de esta área de interés geotérmico se halla en el interior de las reservas ecológicas Cayambe-Coca y Antisana, por lo que se podría prever algunas dificultades para tramitar la licencia ambiental, en caso que se decidiera continuar con la exploración profunda. Así también, según el mismo estudio de consultoría, la anomalía térmica de la zona de Jamanco provendría de un cuerpo conductivo profundo, emplazado bajo la Laguna de Papallacta, que constituye el elemento fundamental del sistema de Agua Potable de la ciudad de Quito. Esto podría constituir un elemento que dificulte cualquier posible desarrollo. Los resultados del estudio de SYR (2012) contrastan con los de CELEC-UNEP (2009), que fue


el factor desencadenante del interés de esa área, no incluida en el Estudio de Reconocimiento Geotérmico Nacional de INECEL-OLADE (1979). Según CELEC-UNEG (2009), el potencial energético evaluado era 10 veces mayor al estimado por SYR (2012).

8.4.3 / Potencial geotérmico y futuro de la explotación de los sistemas geotérmicos en Ecuador El “Plan para el aprovechamiento de los recursos geotérmicos en el Ecuador” (Beate, 2010) presenta una síntesis de las áreas geotérmicas identificadas en el país, que se resume en la Tabla 8.6. Como se ha indicado en las secciones previas, los proyectos de mayor interés solamente han llegado a un nivel de estudio de pre-factibilidad, siendo las áreas de Tufiño-Chiles, Chachimbiro y Chalupas, los de mayor interés. No existe por el momento un plan específico para el desarrollo y explotación de las referidas áreas geotérmicas. A pesar de esto, en el Catálogo de Inversión para Proyectos Estratégicos del Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos (2012) aparece un listado de los posibles montos de inversión requeridos para la construcción de los proyectos geotérmicos. Se debe remarcar que en la Tabla 8.6 se destaca la presencia de once áreas (50 % del total) ubicadas sobre volcanes activos. Esta condición limita notablemente la posibilidad realista de que en ellas se pueda estructurar algún proyecto, en vista que, al riesgo minero, característico de las primeras etapas de la exploración geotérmica, se le tendría que añadir un riesgo natural que, a su vez, redundará en un riesgo financiero. Considerando que los riesgos no pueden ser realísticamente evitados, hacen que se incremente el costo de capital o que disminuya la tasa de retorno. No obstante, se debe establecer con certeza que no todas las áreas con volcanismo activo son necesariamente favorables para la existencia de un campo geotérmico económicamente explotable (Stieljes, 1985).

Si es que se toma en cuenta que la geotermia se caracteriza por ser una industria muy especializada, una de las limitaciones que podrían encontrarse para la explotación de la energía geotérmica en el Ecuador es la limitada disponibilidad de talento humano. Los estudios de reconocimiento, pre-factibilidad y factibilidad demandan conocimientos que requieren ser impulsados en el país, especialmente en geotermia, ciencias de la tierra, geofísica, geoquímica, geoquímica isotópica, análisis químicos de aguas y gases, perforaciones, pruebas de producción, planeamiento estratégico, aspectos normativos, etc. En el ámbito financiero, no existen hasta ahora, reales manifestaciones de interés por invertir en este sector, por lo que no se vislumbra un uso inmediato de esta fuente importante de energía en el país. A pesar de lo mencionado, se debería buscar opciones para una explotación integral de este recurso energético. Estudios sobre la demanda de calor para uso directo en la industria agropecuaria, piscicultura, o para turismo termal (en áreas donde actualmente no se lo practica) podrían contribuir para un uso, aunque limitado, de las fuentes geotérmicas en nuestro país. Por ejemplo, las comunidades asentadas en el entorno de las áreas de Chachimbiro y Tufiño manifiestan un notable interés por los proyectos orientados a los usos directos del calor geotérmico, lo que podría sustentar la necesidad de un estudio estratégico para el aprovechamiento integral de los recursos geotérmicos (CEPAL, 2010).

8.4.3.1 / Algunos elementos que han dificultado el desarrollo de la geotermia en Ecuador Un estudio realizado por la CEPAL (2000) identificó los siguientes problemas estructurales que han impedido el desarrollo y aprovechamiento de los recursos geotérmicos del Ecuador: 1. Falta de un marco regulatorio; 2. Carencia de fuentes de financiamiento para las inversiones de riesgo;

401


Fase

Marco Geológico

Probable temperatura reservorio (°C)

Potencial estimado (MWe)

Alta

Prefactibilidad

Estrato volcán Andesita-Dacita

250

138

2 Chachimbiro

Alta

Prefactibilidad

Complejo de domos dacíticos

200

113

3 Chalupas

Alta

Prefactibilidad

Caldera riolítica de colapso

n.d

283

4 Chacana

Alta

Prefactibilidad

Caldera riolítica con domos y flujos dacíticos-andesíticos

250

418

5 Chimborazo

Alta

Reconocimiento

Estrato volcán Andesita-Dacita

160

n.d

6 Baños de Cuenca

Alta

Reconocimiento

Pórfidos dacíticos en caldera andesítica

200

n.d

7 Alcedo (Galápagos)

Alta

Reconocimiento

Escudo volcán basáltico con erupciones riolíticas

n.d.

n.d

Reconocimiento

Cuenca sedimentaria del Mioceno medio

n.d.

n.d

Prospecto

1 Tufiño-Chiles

No.

Tipo (Temperatura alta o baja)

Tabla 8.6 / Áreas geotérmicas del Ecuador (MEER, 2009).

8 Guapán

Alta

9 Chalpatán

Baja

Reconocimiento

Caldera Plio-Q. de colapso andesítica –riolítica

n.d.

n.d

10 Ilaló

Baja

Reconocimiento

Cuenca volcanoclástica epiclástica intramontana

n.d.

n.d

11 Salinas de Bolívar

Baja

Reconocimiento

Secuencia volcánica terciaria tardía con pórfidos dacíticos

n.d.

n.d

12 San Vicente

Baja

Reconocimiento

Cuenca sedimentario del Mioceno

n.d.

n.d

13 Portovelo

Baja

Reconocimiento

Secuencia volcánica del Mioceno medio y pórfidos andesíticos dioríticos

n.d.

n.d

14 Cuicocha

n.d.

I.V. (*)

n.d.

n.d.

n.d

15 Cayambe

n.d.

I.V.

n.d.

n.d.

n.d

16 Pululahua

n.d.

I.V.

n.d.

n.d.

n.d

17 Guagua Pichincha

n.d.

I.V.

n.d.

n.d.

n.d

18 Tungurahua

n.d.

I.V.

n.d.

n.d.

n.d

19 Imbabura

n.d.

I.V.

n.d.

n.d.

n.d

20 Mojanda

n.d.

I.V.

n.d.

n.d.

n.d

21 Iguán

n.d.

I.V.

n.d.

n.d.

n.d

22 Soche

n.d.

I.V.

n.d.

n.d.

n.d

23 Reventador

n.d.

I.V.

n.d.

n.d.

n.d


3. Falta de experiencias exitosas en la exploración del recurso; 4. Continuos cambios en las políticas sectoriales del ejecutivo; 5. Visión incompleta sobre las posibilidades de aprovechamiento del recurso; 6. Falta de una fuente de información técnica actualizada; 7. Marcada escasez de recursos humanos. Un estudio elaborado en 2006 por ENEL-Green Power, una de las empresas internacionales con mayor historial en el desarrollo de recursos geotérmicos, reconoció como las principales barreras para el ingreso de la geotermia en América Latina a las siguientes: altos costos de capital; riesgo minero implícito durante la fase de exploración; riesgos relacionados con el marco regulatorio, el mercado y la situación política; falta de incentivos económicos para los inversionistas; debilidades en el soporte tecnológico y en la disponibilidad de expertos locales. Se destaca que, como habría de esperarse, existe una buena coincidencia con los problemas identificados específicamente para el caso ecuatoriano. Después que han transcurrido 15 años desde cuando fueron identificadas las principales barreras que han dificultado el desarrollo de la geotermia en el Ecuador, los problemas permanecen prácticamente incólumes, destacándose, como los más trascendentes, la falta de un marco regulatorio y de fuentes de financiamiento para las inversiones de riesgo y la escasez de talento humano. En efecto, el desarrollo de una industria como la geotermia necesita indefectiblemente, y como pre-requisito, un marco regulatorio moderno, estable y bien definido. La experiencia internacional demuestra que esta industria se ha consolidado solo en los países que establecieron, en forma clara y oportuna, “reglas del juego” fijas y claras. Por ser una industria muy especializada, que requiere de tecnología y un adecuado flujo de capitales que, en las fases iniciales son de ries-

go, se puede inferir la conveniencia de abrir la participación a un experimentado y solvente operador privado, que sea adecuadamente estimulado mediante políticas gubernamentales tipo FIT (feed-in tariffs) u otros incentivos. La secuencia natural para el desarrollo de los recursos geotérmicos debe arrancar con los de más alta calidad, con el mínimo costo y dentro de un plazo compatible con las metas que determine la planificación nacional y sectorial. La experiencia exitosa del alumbramiento en superficie del vapor geotérmico, a través de un pozo exploratorio profundo, hará que disminuya sensiblemente el riesgo minero, a la vez que incrementará la confianza de los inversionistas. La prolongación excesiva de la exploración superficial, aún en áreas previamente identificadas como de bajo interés para la existencia de recursos de alta entalpía, o en otras con un nivel de estudios muy incipiente, ha generado solamente una dispersión de esfuerzos y consumo de tiempo, que está redundando en una postergación indefinida del desarrollo nacional de este tipo de energía renovable, necesaria para diversificar la matriz energética del Ecuador. La conveniencia de iniciar el desarrollo del primer proyecto geotérmico, en un área seleccionada a partir de un análisis exhaustivo e independiente de la información disponible, fue un aspecto previamente consensuado, en 2008, por el Ministerio de Electricidad y la CEPAL y recientemente recomendado, en forma específica, por el Seminario de Expertos de la Iniciativa para el Desarrollo de la Geotermia en la Región Andina IRENA-OLADE, 2013.

8.5 / Consideraciones finales Como se ha mostrado en este capítulo, la exploración geotérmica en Ecuador tiene un largo historial, dividido en dos períodos: 1979 a 1993, a cargo del ex INECEL, y 2010 a 2013, por parte de la CELEC-EP. No obstante, en ninguna de las áreas prospectivamente interesantes se ha lle-

403


gado hasta ahora a realizar un estudio de factibilidad mediante el cual, con la perforación de pozos profundos, se descubra el recurso y se determine el potencial aprovechable. Todos los estudios han alcanzado solamente la Fase de Prefactibilidad, en la que es imperativo elaborar un modelo geotérmico conceptual para fundamentar la ubicación y profundidad de los pozos exploratorios profundos que, normalmente, se la debe completar en un plazo de 1 a 2 años, con una inversión en el orden de 1,0 a 1,5 millones de US Dólares. Solamente en el área de Tufiño, con base en un estudio concluido en 1987, se ha llegado a cumplir tal propósito fundamental. Lo mencionado sugiere que el desarrollo de esta fuente de energía renovable no ha tenido el impulso necesario para que sea incorporada en la matriz energética nacional, por lo que su aprovechamiento continúa siendo nulo.

404

Se debe subrayar que, a pesar de las ventajas que ofrece la energía geotérmica, su desarrollo presenta varios desafíos, comenzando por los altos costos de exploración, que pueden alcanzar el 30% del coste total del proyecto. Por consiguiente, es preciso asegurar un buen respaldo financiero proveniente del Estado y/o de algún operador privado, que necesitará una garantía de los derechos de exploración y desarrollo. De lo que se conoce, por el momento, los bancos comerciales no financian la fase de exploración geotérmica. A diferencia de otras fuentes de energía renovable, la identificación y evaluación del potencial geotérmico requiere de elevadas inversiones en la etapa de exploración, lo que hace necesario acceder a capitales de riesgo. El financiamiento de la geotermia no se lo puede manejar de la misma forma que las otras fuentes renovables o las tecnologías convencionales. Esto hace indispensable la necesidad de que se diseñen instrumentos financieros que contemplen las características particulares de la geotermia, tanto en el riesgo inicial como en los beneficios derivados de su uso. La falta de un marco regulatorio para normar las etapas de exploración y desarrollo del re-

curso, la ausencia de fuentes de financiamiento para las inversiones de riesgo, y la escasez de talento humano continúan destacándose como las principales barrera para el ingreso de la energía geotérmica a la matriz energética del Ecuador. Dentro del actual marco constitucional y legal no existe un régimen de concesiones geotérmicas, entendiéndose como tales a un acto administrativo a través del cual el concesionario adquiere un derecho real para la utilización de un recurso natural. Las concesiones de exploración facultan al interesado a realizar un conjunto de operaciones para determinar la existencia del recurso, sus características físicas y químicas, su extensión geográfica y las características de su aprovechamiento. La concesión de explotación ampara las actividades de perforación, construcción, puesta en marcha y operación de un sistema de extracción de fluidos geotérmicos y la transformación del calor en energía eléctrica. El aprovechamiento de los recursos geotérmicos del Ecuador depende de la decisión de enfrentar los puntos arriba mencionados. La incursión en algún proyecto, al menos a escala pequeña, podría ser un factor importante para impulsar la energía geotérmica. Sin embargo, para dar este paso se requieren estudios de factibilidad actualizados y bien fundamentados de tal forma que el Estado o alguna empresa de capital privado decida invertir en el proyecto más adecuado. Un aspecto determinante para el estancamiento de la geotermia en el Ecuador ha sido la discontinuidad de los estudios y la poca atención que ha dado el país a esta fuente de energía. Por esta razón, retomar el tema involucra la necesidad de un compromiso del Estado (ya sea para financiación directa o para estimular la participación de capital externo) para que los estudios de pre-factibilidad sean seguidos inmediatamente por estudios de factibilidad. Como se mencionó, la etapa de identificación


y exploración de la energía geotérmica es cara, comparada con otras fuentes renovables de energía, aspecto que exige capitales de riesgo más altos, sobre todo para financiar las perforaciones profundas, normalmente costosas. En esta línea podrían jugar un papel importante los recursos internacionales de financiamiento climático como el GEF (Global Environment Facility) y los Fondos de Inversión para el Clima (Climate Investment Funds).

8.6 / Referencias y material de consulta 1. Aguilera E., 1995. Experiencias y Opciones para el Desarrollo Geotérmico en el Ecuador. Memorias del Seminario “El Papel de las Fuentes de Energía Nuevas y Renovables en el Desarrollo Sustentable de América Latina y El Caribe: El Caso de la Geotermia”. División de Medio Ambiente y Recursos Naturales CEPAL, Santiago de Chile, 15 p.p. 2. Aguilera E., 1998. The Chalupas and Chachimbiro Geothermal Fields in Ecuador. Geothermal Resources Council Transactions, Vol. 22, September 20-23, 1998, Davis, CA, USA, 247–251. 3. Almeida E., 1990. Alternativas para el Desarrollo Geotermoeléctrico en la República del Ecuador. Informe Interno del Proyecto Geotérmico de INECEL, inédito. 49 p.p. 4. Almeida et al., 1992. Modelo Geotérmico Preliminar de Áreas Volcánicas del Ecuador a partir de Estudios Químicos e Isotópicos de Manifestaciones Termales. Geothermal Investigations with isotope and geochemical techniques in Latin America. Proceedings of a Final Research Co-ordination Meeting. IAEA, pp. 219235. Vienna, Austria. 5. AQUATER, OLADE, 1987. Proyecto Geotérmico Binacional Tufiño-Chiles-Cerro Negro. Estudio de Prefactibilidad, Informe Final. Documento Inédito. 6. Beate, B., 1991. La Geotermia: Conceptos Generales, Aplicaciones y Estado Actual en el Ecuador. Est. Geogr. Vol 4. Corp. Edit. Nacional, Quito.

A estos aspectos se debe sumar que las políticas energéticas del Ecuador han sido muy cambiantes, lo que, en mayor o menor grado, ha desincentivado a potenciales inversionistas. Como se ha mostrado, el potencial energético en algunos sitios es apreciable (hasta del orden 200 MW). A pesar de ello no ha existido mayor interés. La energía geotérmica es probablemente una de las más sensibles a riesgos, por lo que un adecuado marco regulatorio y de estímulos parece necesario.

7. Beate, B., 2010. Plan para el aprovechamiento de los recursos geotérmicos en el Ecuador. Informe técnico preparado para el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, Quito. 8. Bruni, S., 2014. La Energía Geotérmica. BID, Centro de Información Energética. 9. California Energy Comission, 2015. Types of Geothermal Power Plants (http://energyalmanac.ca.gov/renewables/geothermal/types. html). 10. CELEC-UNEG (2009): Estudio de Reconocimiento Avanzado de Prospectos Geotérmicos Tufiño, Chachimbiro, Chalupas y Chacana. Informe Inédito, Quito. 11. CEPAL/Comisión Europea, 1999. Desarrollo de los Recursos Geotérmicos en América Latina y El Caribe. Reporte Final, Fase II, p.p.176, Santiago de Chile. www.eclac.cl. 12. CEPAL, 2010. Geotermia en el Ecuador: Una Hoja de Ruta para su desarrollo sustentable. Primera Conferencia Nacional de Energía Geotérmica del Ecuador, 2010-542. Santiago. 13. Coviello M., 1988. Financiamiento y Regulación de las Fuentes de Energía Nuevas y Renovables: El Caso de la Geotermia, CEPAL; Serie Medio Ambiente y Desarrollo Nº 13, Santiago de Chile. 14. ICEL, 1983. Proyecto Geotérmico Chiles-Cerro Negro, Fase I Etapa de Prefactibilidad, inédito, Bogotá, Colombia 124 p.p. 15. INECEL-OLADE, 1979. Estudio de Reconocimiento Geotérmico Nacional de la República del Ecuador, Quito. Informe Inédito.

405


406

16. INECEL, 1983. Síntesis de los Estudios de Aprovechamiento de los Recursos Geotérmicos en el Area de Chalupas, Informe Interno, inédito pp. 17. Geothermal Energy Association, 2015. 2015 Annual U.S. & Global Geothermal Power Production Report. Retrieved May 28th, 2015, from: http://geo-energy.org/events/2015%20 Annual%20US%20&%20Global%20Geothermal%20Power%20Production%20Report%20 Final.pdf 18. Geothermal Energy Association, 2013. Geothermal Power: International Market Overview, Washington, DC. Retrieved May 30, 2015, from: http://geo-energy.org/events/2013%20International%20Report%20Final.pdf 19. Goldstein, B., G. Hiriart, R. Bertani, C. Bromley, L. Gutierrez-Negrin, E. Huenges, H. Muraoka, A. Ragnarsson, J. Tester, V. Zui, 2011. Geothermal Energy. In IPCC Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation [O. Edenhofer, R. Pichs-Madruga, Y. Sokona, K. Seyboth, P. Matschoss, S. Kadner, T. Zwickel, P. Eickemeier, G. Hansen, S. Schlomer, C. von Stechow (eds)], Cambridge University Press, Cambridge and New York. 20. Hey R.N., 1977. Tectonic evolution of the Cocos-Nazca spreading center. Geological Society of America Bulletin 88: 1404–1420. 21. Holm, A., Blodgett, L., Jennejohn, D., Gawell, K., 2010. Geothermal Energy: International Market Update, Geothermal Energy Association. Retrieved May 28th, 2015, from: http://www. geo-energy.org/pdf/reports/GEA_International_Market_Report_Final_May_2010.pdf 22. Instituto Italo Latinoamericano (IILA), 2010. Estado actual y desarrollo de los recursos geotérmicos en Centroamérica. Cuadernos IILA, Nueva Serie Técnico-Científica No.5 p.p. 96. 23. Islandbanki, 2011. United States Geothermal Energy Market Report, Geothermal Energy Team.www.islandsbanki.is 24. Julian B.R., Ross, A., Foulger, G.A., Evans, J.R., 1996. Three-dimensional seismic image of a geothermal reservoir: The Geysers, California. Geophysical Research Letters 23(6): 685–688. 25. Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos, 2012. Catálogo de Inversión para Proyectos Estratégicos Tercera Edición, Quito. 26. Mock, J.E., J.W. Tester, P.M. Wright, 1997. Geothermal energy from the Earth: Its potential

impact as an environmentally sustainable resource. Annual Review of Energy and the Environment, 22, 305–356. 27. Muffler, P., Cataldi, R., 1979. Assessment of Geothermal Resources of the United States 1978. U.S. Geological Survey, Circ.720, 163 p.p. 28. Nature Geoscience, 2011. Partial radiogenic heat model for Earth revealed by geoneutrino measurements. DOI.10.10308/NGEO. 29. OLADE-AQUATER, 1987. Proyecto Geotérmico Binacional Tufiño-Chiles-Cerro Negro. Estudio de Prefactibilidad, Informe Final. Documento Inédito. 30. OLADE/BID, 1983. Memorias del I Seminario Latinoamericano de Geotermia. Quito 31. OLADE/BID, 1994. Guía para Estudios de Reconocimiento y Prefactibilidad Geotérmicos, Quito-Ecuador, 1994. 32. OLADE/BID, 1994. Guía para Estudios de Factibilidad Geotérmica, Quito-Ecuador, 1994. 33. Reed, M.J., Renner, L.J., 1995. Environmental Compatibility of Geothermal Energy, in Alternative Fuels and the Environment, CRC Press, Boca Ratón, FL. 34. Rybach L. and Muffler L.J.P., 1981. Geothermal Systems Principles and case histories. John Wiley & Sons Ltd. 35. SYR–Servicios y Remediación, 2012. Ayuda Memoria Modelo Geotérmico Conceptual del Proyecto Geotérmico Chachimbiro, Informe Interno, Quito. 36. SYR–Servicios y Remediación, 2012. Geothermal Project Chacana, Executive Summary. Informe Interno, Quito. 37. Stieljes, L., 1985. Statistical and probabilistic approach to volcanic hazard for the location of geothermal wells and plant in Fournaise active volcanoes (Reunion Island). Proceedings of the International Symposium on Geothermal Energy, International Volume GRC, Davis, CA, USA. 38. U.S. Energy Information Administration, Annual Energy Outlook, 2013 (http://www.worldenergyoutlook.org/publications/weo-2013/) y 2015 (http://www.eia.gov/forecasts/aeo/

anexo

Figuras a color

ANEXO - FIGURAS A COLOR

Figura 1. 2 / Hitos de la incorporación de los mecanismos de promoción de las ER en el Ecuador.

Figura 1.3 / Precios preferentes de energía eléctrica para el territorio continental ecuatoriano. Fuente: Regulaciones CONELEC.

409

Figura 1. 4 / Histórico de potencia instalada de ER en el Ecuador (Adaptado del Plan de Expansión, Plan Maestro de Electrificación 2013-2022). Fuente: (CONELEC, 2013).


Figura 1. 6 / Porcentaje de participación de las ER en el Ecuador (potencia). Fuente: (Bustamante Molina, 2013; CONELEC, 2013).

Figura 1. 7 / Producción eléctrica utilizando ER. Fuente: (Bustamante Molina, 2013; CONELEC, 2013).

410

Figura 1. 9 / Porcentaje de participación de las ER en el Ecuador. Fuente: (Bustamante Molina, 2013; CONELEC, 2013).


Figura 2. 1 / a) Producción de energía primaria en Ecuador (2013), b) Consumo de energía en Ecuador en el año 2013 por fuente (en porcentajes), c) Variación de la producción de energía primaria por fuente en el período 1995-2012. Elaborado a partir de datos del CONELEC (2012) y del Balance Energético Nacional (Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos, 2014).

411

Figura 2.7 / Reactor de pirólisis/torrefacción tipo horno de tubo (escala laboratorio) y productos obtenidos durante la torrefacción de pino a diferentes temperaturas durante 30 min (Fotos: M.R.Pelaez-Samaniego).


b)

a)

c)

Figura 2.9 / Ejemplo de a) reactor Parr de 2 litros de capacidad para realizar extracción con agua caliente a escala de laboratorio, b) mezcla de chips de madera con líquido de extracción inmediatamente después del proceso; y c) comparación de chips y polvo de madera antes (izquierda) y después (derecha) del proceso de extracción con agua caliente (Fotos: M.R.Pelaez-Samaniego).

412

Figura 2.10 / Particleboard producido con pino sin tratamiento (izquierda) y con pino sometido al proceso de extracción con agua caliente (derecha) (Fotos: M.R.Pelaez-Samaniego).


Figura 2.11 / Algunos métodos de disposición final de la cáscara de arroz no usada, en la costa ecuatoriana, ya sea dentro o fuera de plantas de pilado (Fotos: M.R.Peláez-Samaniego).

Figura 2.12 / Ejemplos de combustión incontrolada de cáscara de arroz (Fotos: P. Cabrera Zenteno).

413


Figura2.23 / Fotos de astillas de madera de Fernán Sánchez (izquierda) y laurel (derecha) usados para la caracterización de estos materiales (Fotos: M.R.Pelaez-Samaniego).

Figura 2.32 / (Izquierda) Biodigestor tubular modelo CIPAV funcionando por más de cuatro años en Turi (Azuay) instalado como parte de la transferencia tecnológica del Valle de Intag. (Derecha) Biodigestor modelo Botero&Preston funcionando por 3 años en Las Lajas (El Oro).

414

Figura 2.33 / Biodigestor de laguna cubierta de la empresa PRONACA (~65m x 65m x 7m; Fuente: IICA).


Figura 3.9 / Producción de Energía en Escenario Hidrológico Medio. Fuente: (CENACE, 2014)

Figura 3.10 / Consumo de Combustibles, Escenario Hidrológico Medio (CENACE, 2014).

415

Figura 3.11 / Evolución de Emisiones de CO2. Fuente: (CENACE, 2014).


Figura 3.13 Infraestructura en generación para el plan de expansión de generación 2013-2022 (CONELEC, 2013).

416

Figura 4.12 / Energía anual generada y no generada por concepto de evacuación en la central Molino de la Unidad de Negocio Hidropaute. Elaborado a partir de datos proporcionados por CELEC S.A.


Figura 5.1 / Cómo leer una etiqueta de eficiencia energética. Fuente: MEER, www.energia.gob.ec/plan-de-normalizacion-y-etiquetado/

Figura 5.3 / Intensidad Energética en América Latina y el Caribe. Fuente: OLADE-PALCEE, 2013.

417

Figura 5.4 / Distribución Mundial de Energía Primaria, primer semestre 2013. Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2013.


Figura 5.5 / Energía Primaria en Ecuador 2013. Fuente: MICSE, 2014.

Figura 5.6 / Estructura de la oferta primaria por fuentes. Fuente: MICSE, 2014.

418

Figura 5.8 / Consumo Sectorial de energía del Ecuador. Fuente: MICSE, 2014.


Figura 5.12 / Potencia de Generación Eléctrica del Ecuador 2012. Fuente: MEER, 2012.

Figura 5.16 / Usos finales de energía. Quito Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.

419

Figura 5.17 / Usos finales de energía. Guayaquil Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.


Figura 5.18 / Usos finales de energía. Cuenca Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.

Figura 5.19 / Usos finales de energía. Manta Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.

420

Figura 5.20 / Usos finales de energía. Nueva Loja Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.


Figura 5.25/ Vehículos Híbridos en Ecuador 2008-2012. Fuente: AEADE; www.eluniverso.com (fecha publicación: 2013/05/13)

Figura 6.15 / Mapa isobárico de Sudamérica. Fuente: NCEP

421

Figura 6.17 / Vientos globales y celdas atmosféricas. ZCIT = zona de convergencia intertropical. A = zona de alta presión. B = zona de baja presión. Fuente: Prentice Hall Inc.


Figura 6.35 / Coeficientes de empuje para diferentes modelos de aerogeneradores. En el eje x se encuentran valores de velocidad de viento y en el eje y valores de CT. Fuente: Fuhrlander.

Figura 6.37 / Atlas eólico a 80 m con las provincias más relevantes del Ecuador desde este punto de vista. Fuente: MEER.

422

Figura 6.65 / Foto aérea del proyecto Huascachaca, usado como ejemplo de estudio.


Figura 6.70 / Curvas de Potencia de los aerogeneradores usados en el ejemplo.

Figura 7.1 / Países que más sistemas termosolares instalaron durante el año 2012 (Fuente: IEA-SHC, 2014).

423

Figura 7.13 / Algunos tipos de células y paneles fotovoltaicos. (Fuente: Handbook for Solar Photovoltaic (PV) Systems).


Figura 7.25 / Insolación Global Promedio. (Fuente: CONELEC, 2008).

Figura 7.33 / Pareja de Hidroseguidores con espejo cilíndrico parabólico.

424 Figura 8.1 / Esquema de un sistema geotérmico convectivo. Adaptado de Mock et al. (1997).

Figura 8.5 / Áreas de interés geotérmico identificadas por el Estudio de Reconocimiento Geotérmico Nacional (Las elipses de línea continua se refieren al Grupo A, Primera Prioridad, y las de línea discontinua al Grupo B, o de Segunda Prioridad).

Energías Renovables en Ecuador

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