estrategia y plan de promoción y desarrollo de recursos naturales

Comisión de Política Energética (COPE) del

Ministerio de Economía y Finanzas, República de Panamá

Programa para el Desarrollo de las Naciones Unidas (PNUD)

ESTUDIO DE SUMINISTRO FUTURO DE ELECTRICIDAD DE LA REPÚBLICA DE PANAMÁ

INFORME - 4

ESTRATEGIA Y PLAN DE PROMOCIÓN Y DESARROLLO DE RECURSOS NATURALES RENOVABLES: SOLAR, GEOTÉRMICA,

EÓLICA Y PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

Archivo nº 014519/400/47RT/001/02

diciembre de 2001

SNC-LAVALIN Montreal, Canadá

y CONSULTORES ASOCIADOS DE INGENIERÍA S.A. (CAI)

Panamá

PREFACIO El presente estudio “Suministro Futuro de Electricidad” tiene por objeto evaluar las perspectivas de diferentes alternativas de suministro de energía eléctrica en el corto, mediano y largo plazo. Los resultados del estudio serán utilizados por la Comisión de Política Energética (COPE) para la elaboración de los criterios para estructurar el plan de expansión que debe desarrollar la Empresa de Transmisión Eléctrica, S. A. (ETESA), según lo establece la Ley 6 del 3 de febrero del 2000. Los resultados también estarán disponibles para promover las inversiones en el sector de generación de electricidad por parte del sector privado.

Este informe es uno de una serie que cubrirá el estudio. Los informes del estudio son como sigue: Informe 1 - “Análisis de la problemática, y elaboración de una estrategia y un plan para

la promoción y el efectivo desarrollo de centrales hidroeléctricas”; Informe 2 - “Perspectivas y factibilidad técnica, económica, legal y de medio ambiente,

para las importaciones de gas natural y carbón, además de la estrategia para su promoción y desarrollo efectivo por parte del sector privado”;

Informe 3 - “Perspectivas y factibilidad técnica, económica, legal y de medio ambiente

para la Interconexión eléctrica con Colombia”; Informe 4 - “Estrategia y plan de promoción y desarrollo de recursos naturales

renovables: solar, geotérmica, eólica y pequeñas centrales hidroeléctricas”; Informe 5 - “Evaluación del proyecto SIEPAC y factibilidad de mayor intercambio

binacional (Costa Rica - Panamá) a corto y mediano plazo”; Entrega de base de datos e implementación en el Sistema Nacional de Información y

Documentación Energética; Informe final.

Esta versión final del Informe 4 incorpora las observaciones de COPE acordadas en la reunión de presentación y discusión de los borradores de los informes interinos del estudio, en Panamá.

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ESTUDIO DE SUMINISTRO FUTURO DE ELECTRICIDAD DE LA REPÚBLICA DE PANAMÁ

INFORME 4 : ESTRATEGIA Y PLAN DE PROMOCIÓN Y DESARROLLO DE RECURSOS NATURALES RENOVABLES: SOLAR, GEOTÉRMICA, EÓLICA Y

PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

ÍNDICE

PREFACIO 1 INTRODUCCIÓN 1-1 2 SOLAR 2-1

2.1 Introducción 2-1 2.2 Evaluación de la situación actual 2-5 2.3 Atractivo económico de las aplicaciones solares 2-8 2.4 Factibilidad de otorgar condiciones especiales 2-10 2.5 Los esquemas desarrollados en otros países 2-10 2.6 Plan de investigación 2-14

3 GEOTÉRMICA 3-1

3.1 Tipos y características del recurso 3-1

3.1.1 Características principales 3-1 3.1.2 Recursos hidrotérmicos 3-2

3.2 Métodos de producción y disposición del agua 3-2

3.2.1 Reservorios de vapor seco 3-2 3.2.2 Reservorios de agua caliente 3-2 3.2.3 Sistemas de colección (sistema de tuberías) 3-3

3.3 Aspectos ambientales 3-4 3.4 Tipos de plantas de energía geotérmica 3-5

3.4.1 Plantas de vapor directo 3-5 3.4.2 Plantas de evaporación instantánea 3-7 3.4.3 Planta binaria 3-9

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3.5 Economía de la energía geotérmica 3-10 3.5.1 General 3-10 3.5.2 Inversión y costos de producción 3-10

3.6 Evaluación de los estudios en curso 3-11 3.7 Factibilidad de otorgar condiciones especiales 3-11 3.8 Los esquemas desarrollados en otros países 3-12 3.9 Plan de investigación 3-12

4 EÓLICA 4-1

4.1 General 4-1 4.2 Turbinas eólicas 4-1 4.3 Aplicaciones de la energía eólica 4-3

4.3.1 Aplicaciones independientes 4-3 4.3.2 Aplicaciones ahorradoras de combustible 4-3 4.3.3 Aplicaciones con conexión a la red eléctrica 4-3 4.3.4 Parque de turbinas eólicas 4-3

4.4 Producción de energía 4-4

4.4.1 Energía en el viento 4-4 4.4.2 Velocidades del viento 4-4 4.4.3 Selección del sitio 4-4 4.4.4 Producción de potencia versus energía 4-5

4.5 Economías de la energía eólica 4-5

4.5.1 General 4-5 4.5.2 Inversión y costos de producción 4-6

4.6 Evaluación de los estudios en curso en Perú 4-6 4.7 Disponibilidad de recursos en Panamá 4-7 4.8 Factibilidad de otorgar condiciones especiales 4-9 4.9 Los esquemas desarrollados en otros países 4-9

4.9.1 Utilización de la tecnología 4-9 4.9.2 Capacidad instalada en todo el mundo 4-10 4.9.3 Ejemplos de uso a nivel mundial 4-10 4.9.4 Perspectiva general de la situación en Costa Rica 4-11

4.10 Plan de investigación 4-18

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5 PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 5-1

5.1 Evaluación de los estudios en curso 5-1 5.2 Factibilidad de otorgar condiciones especiales 5-3 5.3 Los esquemas desarrollados en otros países 5-4 5.4 Plan de Investigación 5-5

6 ESTRATEGIAS PARA PROMOVER EL DESARROLLO DE RECURSOS

NATURALES RENOVABLES 6-1

6.1 Beneficios externos 6-1 6.2 Retos que enfrenta el desarrollo de recursos naturales renovables 6-2 6.3 Incentivos para el aprovechamiento de generación utilizando recursos naturales

renovables 6-4 6.4 Estrategias adicionales 6-6 6.5 Barreras existentes y medios para superarlas 6-7

7 REFERENCIAS 7-1 CUADROS 5.1-1 Características principales de los proyectos microcentrales hidroeléctricas 5.4-1 Inventario de microcentrales hidroeléctricas FIGURAS 2.1-1 Diagrama de flujo simplificado – Sistema de conversión solar (fotovoltaico) 2.1-2 Detalle de panel solar 2.1-3 Arreglo típico del panel solar 2.3-1 Ubicación de las estaciones meteorológicas 2.3-2 Disponibilidad de luz solar durante 1997, estación 120-002, Santiago 3.1-1 Modelo simplificado del reservoir geotérmico 3.2-1 Sistema de extracción geotérmica 3.4-1 Diagrama de flujo simplificado para una planta de energía geotérmica de vapor directo 3.4-2 Diagrama de flujo simplificado para una planta de energía geotérmica de doble

evaporación 3.4-3 Diagrama de flujo simplificado para una planta de energía geotérmica binaria básica 4.2-1 Tipos de turbinas eólicas modernas 4.2-2 Turbina eólica de eje horizontal (HAWT) 4.2-3 Turbina eólica de eje vertical (VAWT) 4.7-1 Duración de las velocidades de viento, estación 120-002, Santiago, años 1993-1997 4.7-2 Duración de las velocidades de viento, estación Boquete, Febrero 2000-Enero 2001 4.7-3 Duración de las velocidades de viento, estación La Miel, 2000

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4.7-4 Duración de las velocidades de viento, estación Cerro Tute, Febrero 2000-Enero 2001 DOCUMENTOS DE SOPORTE 3.6-1 Informe final del estudio de reconocimiento de los recursos geotérmicos de la Republica

de Panamá 4.6-1 Informe de estrategias y políticas para el desarrollo de la energía eólica en Panamá 5.2-1 Decreto Ley Nº 267-98 ANEXOS A Análisis de disponibilidad de luz solar, Estación 120-002 - Santiago B Análisis de velocidad del viento, Estación 120-002 – Santiago C Análisis de velocidad del viento, Estación Boquete D Análisis de velocidad del viento, Estación La Miel E Análisis de velocidad del viento, Estación Cerro Tute

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1 INTRODUCCIÓN

El alcance de los trabajos propuestos en los términos de referencia para este componente incluye: • Evaluar los resultados de los estudios en curso en el aspecto técnico y económico y

diagnosticar la conveniencia de las soluciones en términos de desarrollos como parte del sistema interconectado o como soluciones para sistemas aislados;

• Evaluar, dependiendo de su conveniencia económica y de medio ambiente para el país, la factibilidad de otorgar condiciones especiales a la generación con estos recursos para impulsar su desarrollo, e identificar esquemas específicos para impulsar estas tecnologías con el sector privado, incluyendo pero no limitándose a medidas de carácter fiscal, y revisión de diversos instrumentos legales y de mercado vigentes;

• Listar y evaluar los esquemas desarrollados en otros países, incluyendo el continente Americano y Europa, entre otros, y los efectos de su posible aplicación en Panamá.

• Si se considera pertinente, recomendar un plan de investigación más intensivo identificando posibles fuentes de financiación.

Los recursos renovables solares, geotérmicos, eólicos y de pequeñas centrales hidroeléctricas, son examinados más adelante separadamente tomando en consideración directamente los asuntos de interés listados arriba.

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2 SOLAR 2.1 Introducción

El material presentado a continuación fue tomado del documento “Introducción a las tecnologías de energía renovable información y recursos”. Los paneles solares recolectan luz solar y generan electricidad. Dichos paneles están conectados a una serie de componentes, que permiten conformar sistemas solares que se ajustan a aplicaciones específicas. Las aplicaciones más comunes de los paneles solares son iluminación, bombeo de agua, provisión de energía a pequeños aparatos en los hogares (por ejemplo, televisores y radios) y provisión de energía para aplicaciones de uso productivo (por ejemplo, máquinas de coser, refrigeración). Los componentes conectados al panel solar son llamados balance de equilibrio de los componentes del sistema (BOS por su nombre en inglés – Balance Systems). La electricidad en corriente continua (c.c.) generada por los paneles solares durante el día generalmente se almacena en una batería, lo que permite al usuario tener acceso a la electricidad durante las 24 horas del día. Por esto, la mayoría de los sistemas solares están conectados a un banco de baterías. En las aplicaciones donde se requiere de corriente alterna (c.a.) para proporcionar energía a determinados aparatos electrodomésticos, se instala un inversor para convertir la corriente c.c. disponible del panel solar o banco de baterías, en corriente alterna (c.a.). La conexión de diferentes sistemas “BOS” a paneles solares, hace posible un sinnúmero de configuraciones que permiten su utilización en diferentes aplicaciones incluyendo: • Hogares: Los sistemas solares para hogares son utilizados para proporcionar energía para

la iluminación y entretenimiento en los hogares. La energía generada, permite alimentar aparatos tales como el radio y la televisión. En menor escala, la energía también es utilizada para alimentar aparatos electrodomésticos que permiten mejorar la productividad y la calidad de vida de los hogares a través del uso de ventiladores, máquinas de coser, soldadoras, cortadoras de pelo etc.

• Comunidad: Los sistemas solares pueden ser utilizados para iluminación interna de las

viviendas, pero también para cumplir con funciones en el ámbito de las comunidades. Algunos ejemplos incluyen la iluminación de las calles en el centro de poblados pequeños y la provisión de energía para alimentar pequeñas herramientas manuales en centros comunitarios o talleres. Los sistemas solares para bombeo de agua proporcionan a pequeñas comunidades acceso al recurso hídrico.

• Salud: Los sistemas solares pueden proporcionar energía a sistemas de refrigeración para

vacunas, entre otros, con neveras “solares” de alta eficiencia, servicios públicos en general y facilitar la iluminación, comunicaciones con hospitales y centros de salud en áreas de mayor población.


• Educación: El suministro de energía solar a las escuelas rurales permite iluminación en las aulas de estudio durante las noches, lo cual contribuye a proporcionar educación básica para adultos. Los sistemas de energía solar también hacen posible la introducción de sistemas que facilitan y mejoran la enseñanza, tales como computadoras, televisores, reproductoras de video y proyectores.

• Fábricas y Comercio: Existen numerosas posibilidades en donde la energía solar puede

ser utilizada en la fabricación o procesamiento de productos y distribución de artículos en las comunidades rurales. Algunos ejemplos incluyen el suministro de energía eléctrica para refrigeración, para operación de cajas registradoras y para empleo de herramientas, máquinas y aparatos electrodomésticos.

• Turismo: Por medio de la instalación de la energía solar, se puede mejorar

sustancialmente las instalaciones para el alojamiento de turistas dentro de reservas naturales y áreas protegidas.

• Telecomunicaciones: La energía solar se utiliza para suministrar energía a razón de dos

vías y a sistemas telefónicos en general, así como para alimentar la principal infraestructura de estos servicios. Los proveedores de servicios utilizan la energía solar para enviar mensajes por medio de torres o antenas repetidoras, en lugar de establecer enlaces de cable directo.

• Transporte: El alto costo de suministrar energía en red a lugares remotos, hizo del sector

transporte uno de los primeros en utilizar la energía solar para alimentar señales de tránsito, señales ferroviarias y marítimas.

• Agricultura: En los países en desarrollo la agricultura se beneficia de la energía solar,

principalmente por medio de su aplicación en el bombeo de agua y riego por goteo. Los Sistemas Solares Fotovoltaicos constan de un número de componentes interconectados que normalmente incluyen los siguientes: • Estructura solar: La estructura de un sistema solar típico consta de uno o más paneles

solares. El tamaño de la estructura solar es determinado por la carga a ser transmitida (es decir, con base en la duración, cantidad y demanda de los electrodomésticos que van a ser usados o iluminación que será proporcionada). Un sistema solar para hogares normalmente consta de uno o más paneles solares con un pico de vatios combinado de entre 20 y 150 vatios. Las estructuras más grandes, cuentan con paneles múltiples que se utilizan para cumplir con mayores demandas de energía, tales como las de clínicas, escuelas, cisternas etc.

• Estructura de montaje: Normalmente, la estructura solar se monta sobre una estructura de

metal o madera para asegurarla contra vientos fuertes, a una altura que permita una obstrucción mínima de los rayos del sol y en una posición en la que la luz solar disponible sea diariamente maximizada. Por esta razón, los paneles solares, generalmente, están frente al Ecuador y se inclinan a un ángulo que permite captar la luz solar óptima, durante todas las estaciones del año.


• Controlador de carga: El controlador de carga maneja el proceso de carga del banco de

baterías. Las baterías no deben sobrecargarse o descargarse demasiado ya que esto puede afectar su expectativa de vida. Las funciones del controlador de carga incluyen la optimización de la corriente de carga recibida de la estructura solar y la protección del banco de baterías de sobrecargas. La mayor parte de los controladores de carga proporcionan también una interfase para informar al usuario del estado de carga de las baterías.

• Banco de Baterías: La energía producida por la estructura solar es almacenada en el

banco de baterías para ser utilizada en cualquier momento. Normalmente el banco de baterías consta de una o más baterías a partir de ácido, recargables al igual que aquellas que utilizan los vehículos automotores. No se recomienda el uso de las baterías comunes de los vehículos automotores en los sistemas solares FV ya que se requieren baterías que se ajusten mejor al suministro de menores cantidades de energía por periodos de tiempo más prolongados, para incrementar la expectativa de vida de los bancos de baterías. Generalmente las baterías son uno de los artículos de mayor costo del sistema solar y por lo tanto deben ser seleccionadas de manera cuidadosa.

• Inversor: La estructura solar y los bancos de baterías proporcionan electricidad de

corriente continua (c.c.). Para que esta electricidad pueda ser utilizada en el suministro de electrodomésticos, es necesario cambiarla a corriente alterna (c.a.). El dispositivo utilizado con el propósito de convertir la corriente continua de baja tensión al 110 ó 220 V en corriente alterna se denomina “inversor” o “convertidor”.

• Otros Componentes, o “Balance del Sistema” (BOS, por su nombre en inglés):

Para que el sistema solar funcione, todos sus componentes deben estar interconectados. Con este propósito, se usa un cable y alambres del tamaño adecuado, que minimizan la resistencia y previenen una disminución potencial de la tensión. Otros componentes necesarios para propósitos de instalación, para hacer que el sistema sea operativo, incluyen conexiones, enchufes, tomacorrientes, canalización y tubería, así como “hardware” y terminales de montaje.

La capacidad de un sistema solar FV está determinada por el número de vatios de la estructura solar. Sin embargo, la cantidad de energía (kWh) disponible para consumo diario depende de la insolación diaria promedio (monto de energía solar medido en kWh/día/m2) que recibe una región. Por ejemplo, la insolación promedio diaria en las regiones semidesérticas (áridas) de África es significativamente mayor (hasta en un 33%) que la que se encuentra en los bosques lluviosos del Ecuador. En términos prácticos, esto significa que si el mismo Sistema Solar para Hogares con un pico de 50 vatios se encuentra instalado en ambas regiones, las personas en el sitio semidesértico podrían consumir diariamente hasta 50% más de energía que las contrapartes en los bosques lluviosos.


La Figura 2.1-1, en la página siguiente, ilustra un diagrama de flujo simplificado para un sistema de conversión fotovoltaica o solar típico. La Figura 2.1-2 muestra el detalle de un panel solar y la Figura 2.1-3 muestra un arreglo de paneles solares. Uno se puede dar cuenta del tamaño del arreglo comparándolo con el tamaño de los 2 trabajadores mostrados en el medio de la figura.


2.2 Evaluación de la situación actual De acuerdo con “Fast Solar Energy Facts”, las instalaciones solares totales a nivel mundial en el año 2000 significaron un poco menos de 300 MW (pico), comparado con los 21 MW en 1985. De la demanda global por fotovoltaico solar, aproximadamente 30% corresponde a Japón, 20% a países europeos y menos del 10% a EEUU. Casi el 50% de la producción mundial de células solares es realizada en Japón. Los EEUU son los segundos con el 25% y Europa tiene el 10%. Un sistema de energía solar para residencias cuesta típicamente alrededor de 8-10 USD por vatio. Sin programas de incentivo, los costos de energía solar (en un rango de clima soleado promedio) se situan entre 22 y 40 ¢/kWh. Alemania En Alemania, la norma legal “Feed-in Law” permite a los usuarios recibir hasta 41 centavos de dólar por kilovatio-hora de electricidad solar generada. La “Feed-in Law” fija tarifas para proyectos renovables aprobados para un período de 20 años. Los precios iniciales establecidos para energía solar fueron 47.7 centavos/kWh (comparado con 8.6 ¢/kWh eólico, 8.4 a 6.7 ¢/kWh geotérmico y 7.2 a 6.3 ¢/kWh hidroeléctrico). La “Feed-in Law” requiere que los precios de energía solar se reduzcan en 5% por año. Alrededor del 90% de instalaciones fotovoltaicas solares en Alemania se encuentran en aplicaciones de red, el balance es sistemas separados (stand-alone systems). En el 2000, se instalaron entre 7500 y 10 000 sistemas de electricidad solar dando un producto de alrededor de 45 MW, casi tres veces más que en 1999. La capacidad total de electricidad solar en Alemania es de aproxiadamente 100 MW. Japón En 1999, el programa japonés de techo solar instaló 64.3 MW en 17 400 hogares usando un presupuesto gubernamental de USD 150 millones. Los compradores de sistemas solares para hogares recibieron 2532 USD/kW para todos los tipos y costos de sistemas hasta el 31 de agosto de 2000 y 1688 USD/kW hasta 4 kW del 1º de septiembre de 2000 al 31 de enero de 2001. Se estimó que la capacidad fotovoltaica acumulada en Japón se encontraba en 200 MW al inicio del 2000; de esta cantidad, el 75% está conectado a la red. Estados Unidos de América La posición adoptada por el Gobierno norteamericano en la actual Revisión Nacional de Energía (National Energy Review) y la capacidad de la industria solar para estructurar contratos de largo plazo serán los factores clave que influencien el período en el cual la energía solar se vuelva económicamente autosostenida. Se encuentran bajo revisión propuestas para un crédito fiscal federal de 10% hasta USD 2000 por sistema solar.


En el 2000, la producción de energía por medio de sistemas solares fotovoltaicos llegó a 844 millones de kWh en comparación con los 4947 millones de kWh de energía eólica. Los siguientes Estados tienen políticas respecto al uso de energía renovable: • Nueva York: el Gobernador ha instruido que al menos 10% de las necesidades de

energía de las facilidades estatales debe ser comprada de recursos renovables hacia el 2005, incrementando esta cifra a 20% para el 2010.

• Nevada: Bajo un “modelo portafolio de renovables” (“renewable portfolio standard”), se ha pedido a las empresas de servicios eléctricos de Nevada que compren cantidades sustanciales de energía ecológica de fuentes geotérmicas, eólicas, solares y biomasa. La cantidad inicial será 5% en el 2003 elevándose a 15% en el 2013.

• Chicago: Commonwealth Edison abastecerá el 20% de las necesidades del Gobierno de la ciudad de Chicago con fuentes de energía renovable. Se espera que esto resulte en 80 MW de nuevas facilidades eólicas y solares en los próximos cinco años.

• Arizona, Connecticut, Maine, Massachusetts, Nuevo Hampshire, Nueva Jersey, Nuevo México, Pennsylvania, Texas y Wisconsin también (como Nevada) han introducido un programa de “Modelos Portafolio de Renovables” (“Renewable Portfolio Standards” program).

Panamá Existe un estudio de factibilidad preliminar para un proyecto que contempla la electrificación de 800 escuelas, 61 puestos de salud y 121 granjas sostenibles, conocido en Panamá como PELESADE, utilizando sistemas fotovoltaicos. La Universidad Tecnológica de Panamá, junto con otras instituciones, ha participado en la elaboración del programa. Diversas empresas privadas proveedoras de equipamiento y servicios de electrificación rural mediante sistemas FV y sistemas eólicos actúan en el mercado local. Existe una oportunidad interesante de colaboración del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para multiplicar este tipo de iniciativas, especialmente para estimular el desarrollo de un mercado de pequeñas y microempresas tipo RESCO1. Varias organizaciones han sido partícipes de la energía solar en Panamá, incluyendo: • La empresa IEM Sistemas Alternos de Energía Renovables que se dedica exclusivamente

al mercado de FV y representa una parte importante del mercado local de FV. Según IEM, han instalado 17 kW de sistemas FV para proyectos gubernamentales y ONGs. Tienen experiencia con ventas residenciales financiadas y a través de leasing.

1 Empresas tipo RESCO (del inglés “rural energy services companies”) o proveedores de servicios energéticos, parecen ofrecer un potencial interesante para acelerar la provisión de servicios energéticos sostenibles en el área rural y permitir la superación de varias de las barreras relacionadas al aumento de la cobertura energética rural en áreas más alejadas de la red.


Trabajan exclusivamente con productos del fabricante Isofoton de España; • La Oficina de Electrificación Rural (OER) ha demostrado interés en desarrollar un

estudio sobre concesiones rurales para áreas aisladas basándose en energía renovable (pequeñas centrales hidráulicas, paneles fotovoltaicos - FV y/o eólico);

• El Ministerio de Educación con el apoyo de la UNESCO está promoviendo la

electrificación de Aldeas Solares (incluye iluminación de calle, de edificios públicos, y viviendas);

• También opera en el mercado la empresa Energía Renovable habiendo realizado

instalaciones de FV y también eólicas a pequeña escala; • La empresa Sistemas Energéticos y Soluciones Energéticas han instalado sistemas FV,

eólico y diesel en áreas rurales; • Dos licitaciones de sistemas FV fueron realizadas con fondos del Banco, una para un

préstamo del Ministerio de Educación (préstamo 1013/OC-PN) y la otra para el préstamo del Proyecto Desarrollo Sostenible del Darién (préstamo 1160/OC-PN). Se ha considerado que la operación y mantenimiento de los sistemas FV serían pagados por los presupuestos de las agencias responsables (Ministerio de Educación y el Proyecto Desarrollo Sostenible del Darién - MEF). Las especificaciones técnicas de los 2 proyectos son diferentes, por lo que sería recomendable proveer asistencia técnica a los entes ejecutores de operaciones similares en el futuro para uniformar las especificaciones técnicas. El objetivo principal será evitar que los sistemas queden fuera de operación en 2-3 años por falta de provisión de mecanismos de operación y mantenimiento (OyM) adecuados, mientras la vida útil de los paneles solares, por ejemplo, es de aproximadamente 20 años;

• El Ministerio de Salud tiene 50 refrigeradoras alimentadas con sistemas FV instaladas en

áreas aisladas, para lo cual mantiene equipo calificado dedicado a OyM de sistemas FV y la Universidad de Panamá también ha implementado soluciones de energía fotovoltaica en algunos centros de estudio del interior del país.


2.2 Atractivo económico de las aplicaciones solares Un breve análisis de las condiciones solares existentes es presentado más adelante. Fue obtenida la información disponible en 6 estaciones meteorológicas dispersas en todo el país para un período de cinco años (1996 a 2000, inclusive). En la Figura 2.3-1 se presenta la ubicación de estas estaciones. La tabulación siguiente muestra el nombre de la estación y el número de días de datos no disponibles en cada uno de los años durante los cuales fue colectada la información.

DÍAS DE DATOS SOLARES NO DISPONIBLES Nombre de la Estación 1996 1997 1998 1999 2000 Santiago - 120-002 3 0 13 2 16 Los Santos - 128-001 1 5 0 2 1 Antón - 136-002 2 88 124 107 121 Tocumen - 144-002 0 1 0 3 3 Bocas del Toro - 093-002 30 40 94 26 110 David - 108-023 29 0 1 0 0 El gráfico en la Figura 2.3-2, ilustra el número de horas de luz solar en la estación de medición Santiago (Estación 120-002) para un año (1997) para el cual se encontraron disponibles los registros completos. Esta curva indica que la cantidad de luz solar disponible varió significativamente durante el año:

• Para el 50% de las horas durante el día, la luz solar disponible fue menos de 8 horas por día,

• Para el 25% de las horas durante el día, fue menos de 5 horas por día y,

• Para el 10% de las horas durante el día, fue de alrededor de 2.5 horas por día. Curvas similares, con base mensual, indican una amplia variación. En marzo, el 100% de los días tuvieron luz solar por más de 8 horas y el 60% de éstos tuvo luz solar por más de 10 horas. Por otro lado, en junio el 50% de los días tuvo luz solar menos de 5 horas por día. La variabilidad de la cantidad de luz solar disponible de mes a mes, tal como se demostró anteriormente, sugiere que las instalaciones en Panamá deberán dimensionarse en proporción a la variabilidad de la luz solar durante los meses de junio a noviembre. Sin embargo, existe un riesgo significativo que, aún con bancos de baterías mayores de lo normal, el suministro de energía pueda ser agotado durante largos períodos de cielo muy cubierto de nubes. De esta manera, las aplicaciones que requieren energía garantizada (por ejemplo refrigeradores en clínicas rurales que almacenan vacunas sensibles a la temperatura) necesitarían aumentar la cantidad de paneles y/o tener otras fuentes de energía como complemento. Otro punto a considerar es el alto costo de las instalaciones solares. El costo instalado de un sistema solar de entre 20 y 100 vatios está entre 10 y 12 USD/W, en comparación con menos de 1.0 USD/W para unidades térmicas de varios tipos y con 1.0 a 3.0 USD/W para aprovechamientos hidroeléctricos (dependiendo de las condiciones del sitio).


La industria solar está mirando llevar el precio del módulo solar (uno de los componentes clave en una instalación solar) por debajo del nivel actual (que se encuentra sobre 6.0 USD por vatio) a 1.50 a 2.00 USD/vatio en la década siguente. Éste es el nivel requerido si la industria va a hacer avances significativos hacia el mercado eléctrico en red sin subsidio. Sin embargo, se debe señalar que los precios para productos individuales de energía solar se han incrementado en 2% de junio del 2000 a junio del 2001. De esta manera, los retos para la energía solar en Panamá son:

• alta variabilidad en la disponibilidad de luz solar; • alto costo de las instalaciones. Existen dos grupos principales de aplicaciones para producción de electricidad a partir de energía solar: los que están conectados a la red eléctrica y los que están lejos de la red. A fin de promover el desarrollo de las aplicaciones de energía solar que están conectadas a la red (sea para desplazar energía comprada a las empresas de servicios de electricidad o para venderla a dichas empresas), se requieren subsidios significativos (del orden de cinco a seis dólares americanos por vatio). La promoción se puede realizar a través de:

• Pagos directos al propietario del Sistema solar. • Subsidios indirectos específicos. Para las aplicaciones en áreas lejanas, los aspectos sociales adicionales pueden ser relevantes. En particular, el Gobierno puede desear promover la provisión de energía eléctrica a áreas remotas (sin tomar en cuenta la fuente de esa energía) con el objetivo de promover el desaroolo económicoy social. En dichos casos, el método convencional de producción de energía es el uso de equipos pequeños de generación diesel. Debido a lo remoto de la ubicación de algunas de dichas instalaciones y las pequeñas cantidades de combustible requerido, el costo unitario del combustible puede ser extremadamente alto. En esas circunstancias, los sistema híbridos (diesel/solar) pueden ser ahora económicamente atractivos. Tomando como base lo anterior, está claro que los incentivos requeridos para promover las aplicaciones con la red deberían ser sustanciales. El Gobierno puede promover dichos sistemas, a través de:

1. Promover el desarrollo de la energía solar dentro de los planes y programas de Electrificación Rural.

2. Proporcionar un régimen fiscal especial a los diferentes componentes específicos de los sistemas como paneles solares, los inversores, las baterias o los acumuladores de carga.

Si el Gobierno desea fomentar la electrificación de áreas rurales a través de medios convencionales, se requerirían sistemas híbridos de diesel/solar o diesel/eólico, luego un bajo nivel de incentivos (en vista que las alternativas contra las que la energía solar competiría son más costosas).


2.3

2.4

Factibilidad de otorgar condiciones especiales La factibilidad de otorgar condiciones especiales para promover el desarrollo con el aprovechamiento de la energía solar depende de la disponibilidad y costo de los recursos en comparación con las fuentes alternativas. El análisis en la sección anterior sugiere que (a) bajo las mejores condiciones, la tecnología está lejos de ser económica y (b) las condiciones de luz solar en Panamá se reducen durante los 9 meses de la época lluviosa, lo cual reduce el rendimiento por unidad de celda solar. A pesar de lo anterior, si el Gobierno desea apoyar esta tecnología, la natulareza variable de la tecnología hace difícil establecer una serie de condiciones que serían aplicables durante un período sustancial. Por ejemplo, se requiere un subsidio de alrededor de cinco o seis dólares por vatio para hacer la tecnología competitiva en este momento; sin embargo, la industria espera que los costos de los paneles solares caigan significativamente en el mediano plazo. Si la caída ocurre, el subsidio requerido sería mucho menor. Cualquier condición especial puesta por el Gobierno necesitaría tomar en cuenta esta volatilidad para asegurarse que los promotores no se beneficien de estos beneficios “inesperados” a expensas del Gobierno cuando estas reducciones de costos aparezcan. Por lo tanto, para el Gobierno puede ser apropiado examinar las propuestas caso por caso, usando como criterios la disponibilidad de financiamiento internacional a bajo costo y los beneficios para Panamá de proyectos específicos orientados a centros de salud, escuelas y granjas sostenibles, en áreas muy apartadas donde la extensión de la red no sea viable en el mediano o largo plazo. También podrían contemplarse instalaciones en viviendas, previa implementación de los esquemas de cobro del servicio para garantizar la sustentabilidad en el tiempo.

Los esquemas desarrollados en otros países Los tres mayores usuarios de energía solar son Alemania, Japón y Estados Unidos. La contribución de los sistemas solares a la producción total es de un cuarto a medio por ciento para los dos primeros países y de alrededor del 0.025% para los Estados Unidos. En estos países, se proporciona un subsidio significativo a los promotores y gran parte de las instalaciones están conectadas a la red de energía. Además, estos y muchos otros países utilizan aplicaciones fotovoltaicas para pequeñas necesidades de energía en sitios remotos: faros, torres de transmisión, estaciones de radio, aplicaciones espaciales y otras aplicaciones remotas específicas. Los esquemas de electrificación rural basados en sistemas fotovoltaicos en países en desarrollo usualmente dependen de agencias internacionales de préstamo para mucha (si no gran parte) de la inversión requerida. Usualmente, los costos de operación y mantenimiento, incluyendo reemplazo de baterías y otros components, es responsibilidad del Gobierno, la empresa de servicios eléctricos o el usuario. Debido a lo remoto del sistema y la (usualmente) extrema pobreza del usuario, es difícil asegurar la sostenibilidad de dichos sistemas.


Un ejemplo del desarrollo de áreas rurales usando sistemas fotovoltaicos es el proyecto en el Reino de Tonga. El Banco Asiático de Desarrollo ha financiado la electrificación de los residentes de dos pequeñas islas que son parte de la nación del Pacífico Sur. Las islas no tienen recursos hidroeléctricos y relaticamente poco viento y no tienen combustible local aparte de algunas pequeñas cantidades de bagazo (corteza (estopa) del coco). El transporte de combustible diesel también es muy caro pues las islas están lejos de la capital (la cual en sí está lejos de las provisiones de petróleo) y solamente se requieren pequeñas cantidades. Se entiende que el sistema seleccionado es electrificar unidades individuales (casas y tiendas) y los propietarios son responsables del matenimiento (principalmente de la compra de nuevas baterías cuando se les requiera). Una de las preocupaciones expresadas en el momento de implementar el programa (alrededor de 1995) fue que los residentes de las islas no tendrían ingresos suficientes para poder comprar las baterías de repuesto; por lo tanto, existe alguna preocupación respecto a la sostenibilidad del proyecto. También hay firmas interesadas en promover el desarrollo de los aprovechamientos solares. En Panamá, existen al menos tres de dichas compañías: • Global Electric Inc. que vende productos fotovoltaicos Siemens; • Guilber S.A. que vende sistemas fotovoltaicos; • Solarpan S.A. que vende productos fotovoltaicos Siemens; • PASS, S.A., Proyectos Automatización y Sistemas Solares, S.A. El Gobierno de Panamá podría motivar a las compañías para promover el uso de instalaciones fotovoltaicas en Panamá similar a aquellos existentes (por ejemplo) en India (SELCO), República Dominicana y Honduras (SOLUZ), Sudáfrica (RAPS), Marruecos (NOOR), Gambia (GAM-Solar) y Botsuana (RIIC). A continuación se presenta una describción breve de cada uno de estas compañías. “Solar Electric Light Company (SELCO): Es una compañía de servicios de energía solar que vende sistemas de energía fotovoltaica a pequeña escala en el sur de India. También opera subsidiarias en Vietnam y Sri Lanka. Estos sistemas de energía renovable ofrecen una alternativa accesible y sostenible para proveer de iluminación y comunicación a hogares rurales que no están conectados a las redes eléctricas. Los sistemas también son utilizados para proporcionar un respaldo estable a los hogares que ya están en la red, pero que sufren de racionamientos frecuentes. El mercado actual para sistemas residenciales, fuera de la red identificado por SELCO en India, corresponde a las áreas rurales de algunos estados del sur del país incluyendo Karnataka, Andhra Pradesh, el norte de Kerala y Tamil Nadu, donde se calcula podría haber hasta 290 000 hogares sin acceso a servicios eléctricos. Hasta el momento, SELCO ha establecido operaciones de mercadeo, ventas, instalación y servicio en las áreas de Karnataka y Andhra Pradesh, para servir a este mercado por medio de ventas de sistemas solares pagados al contado y a crédito. La empresa también se ha asociado con proveedores locales para asegurar la oferta del balance de componentes necesarios de sistemas (componentes que permiten interconectar todas las partes del sistema solar fotovoltaico a instalar), lo cual ha resultado en una reducción significativa de costos.


El éxito inmediato de SELCO de India en la demostración de la demanda del mercado y la viabilidad de sus operaciones, ha logrado atraer a un número de bancos rurales que se han involucrado en sus operaciones y hoy ofrecen financiamiento para ventas de los sistemas solares a crédito. Esto ha permitido que SELCO de India penetre el mercado de un mayor número de hogares rurales. El desarrollo exitoso de SELCO, ha demostrado tanto a los sectores públicos como a los privados, la viabilidad comercial de los sistemas FV de hogares rurales. Su iniciativa es vista como un modelo para la réplica en cualquier otro lugar de India y en todos los mercados emergentes. Soluz: Ésta es una compañía que creció de los esfuerzos de organizaciones gubernamentales nacionales e internacionales, que financiaron demostraciones exitosas probando que existía un mercado para el financiamiento de sistemas. Fotovoltaicos (FV) para hogares en ciudades rurales sin electricidad, específicamente en República Dominicana y Honduras. A través de estos proyectos piloto, también se demostró que los enfoques de venta al contado y a crédito solamente alcanzarían aproximadamente el 20% de la población rural sin electricidad. Estos resultados motivaron a Soluz para desarrollar una estrategia para proporcionar servicios de energía FV a los hogares, sobre una base de renta mensual accesible, lo cual permitiría el suministro de servicios de energía a aquellos que pudieran pagar el servicio al contado o a crédito. En 1993, se proporcionó USD 100 000 a Soluz para que implementara una demostración piloto de su modelo SEED, “Suministro de la Energía Eléctrica Solar”, el cual proporciona los sistemas solares FV a los hogares (SHS), con pagos mensuales por el servicio. Esta prueba de factibilidad económica y técnica de mercadeo, produjo unos resultados demostrativos mesurables y un plan comercial. En República Dominicana, Soluz Dominicana cuenta actualmente con una estrategia comercial para incrementar las operaciones de la compañía a un nivel de 5000 sistemas en el año 2002. Soluz ha realizado un trabajo exitoso en la instalación de sistemas solares en el campo, con un índice de recaudación de pagos que excede el 95%. Su enfoque de honorarios por servicio (cargos mensuales de USD 10 a 20 por hogar) es reconocido por la industria fotovoltaica como altamente innovador. En la actualidad, Soluz está buscando mejorar los beneficios locales de sus operaciones, a través de la contratación de personal dominicano, maximizando el uso de productos y servicios locales. Soluz también ha establecido una operación de honorarios por servicio en Honduras. Ambas subsidiarias han instalado aproximadamente 2000 sistemas fotovoltáicos. RAPS: Es una empresa creada recientemente, con el objetivo de proveer electricidad y otros productos energéticos a las comunidades rurales de Sudáfrica, a través del alquiler de sistemas solares. La estrategia de RAPS es establecer tiendas de energía privadas llamadas Tiendas RAP, que supervisen el servicio y mantenimiento de los sistemas y ofrezcan otros productos energéticos y equipo complementario, el esquema es el de una franquicia. RAPS fue establecida por Sun Electricity, una compañía con diez años de experiencia en Sudáfrica que ha instalado más de 5000 sistemas en ese país bajo esquemas de crédito y ventas de contado. El objetivo de la compañía RAPS, sin embargo, es alcanzar un mayor nivel de penetración en los mercados rurales, por lo que su estrategia será vender los sistemas a través de T:\proj\014519\7000\406\InfFinal\rt0102final.doc 2-12 2001-12-07

esquemas de pago por servicio. De esta manera intentará superar el alcance logrado hasta el momento a través de esquemas de venta de contado y crédito a corto plazo. RAPS reconoce la relación importante que existe entre su producto (servicios rurales de energía) y el Gobierno, por lo cual ha estructurado su misión con un con enfoque privado y público a la vez. De esta manera, la compañía busca coordinar esfuerzos con los que actualmente adelanta el Gobierno (incluyendo la empresa nacional de energía, Eskom). Noor Web: Es una compañía privada establecida en Marrakech, Marruecos, con el fin de proveer servicios de energía a la numerosa población rural aún no electrificada de este país. Noor sirve este mercado a través de dos estrategias principales; primero apoya a los empresarios locales para que creen y operen como franquicias sus pro DAR NOORs, o boutiques solares – directamente en sus pueblos o comunidades, capacidad para satisfacer las necesidades locales de energía, de recarga de batería, de venta de sistemas solares, equipo eléctrico y televisiones de baja tensión, entre otros. Segundo, provee, bajo contrato con agencias gubernamentales de Marruecos y extranjeras, así como también con organizaciones caritativas no gubernamentales, el equipo, instalación, mantenimiento y servicio de los sistemas fotovoltaicos vendidos a la población rural. NOOR ha recibido apoyo con servicios de desarrollo empresarial e inversión desde su creación. Con el paso del tiempo, ha llegado a convertirse en un programa que incorpora diversos métodos de distribución incluyendo pago al contado, crédito y cuotas de servicio. La autoridad de Energía Estatal de Marruecos (ONE) introdujo recientemente un cambio en su estrategia de electrificación rural a través de la cual busca introducir la energía solar a escala nacional. NOOR ha sido contratada para instalar y mantener 7000 unidades de los sistemas propuestos, en representación de ONE, dentro del marco de esta iniciativa.”2 Gam-Solar: Ésta compañía se enfoca en: electrificación solar para hogares y calentamiento de agua en les áreas rurales de Gambia; además de calentadores solares de agua a mayor escala en hoteles. Actualmente Gam-Solar ha proyectado instalar más de 240 sistemas de calentamiento de agua y sistemas solares en hogares rurales y realizar una conversión más amplia de hoteles para uso de agua caliente por medio de sistemas solares. Una segunda etapa de la actividad ha sido diseñada también para asegurar la estabilidad financiera de la compañía a finales del 2001. La estrategia de Gam-Solar es alinearse con entidades del país ya establecidas para trabajar con ellas en proyectos de energía rural y asociarse con compañías energéticas internacionales para conversiones de hoteles a mayor escala. La compañía confía en que estas alianzas le permitirán establecer una presencia tanto en los mercados rurales como urbanos, sin tener que contratar personal de planta y adicionalmente, la compañía tiene como estrategia una diversificación limitada del producto y del mercado (grande y pequeño, rural y urbano, hogares y hoteles, agua caliente y electrificación). Los productos de Gam-Solar son accesibles dentro de grandes segmentos de la población rural ya que son una combinación de una oferta de sistemas pequeños


2 Proveniente del documento “Ejemplos de empresas y proyectos”

y medianos, y con una sociedad que cuenta con una organización que ofrece préstamos sobre la base de ciclos agrícolas. RIIC: El Centro de Innovación de Industrias Rurales de Botswana, diseña y fabrica tecnologías generadas para la creación de empleo y desarrollo sostenible especialmente en las áreas rurales. RIIC también brinda cursos cortos de capacitación en actividades de generación de ingresos para las personas que viven en comunidades. Por medio de RIIC, el Gobierno de Botswana estará ofreciendo préstamos a los hogares rurales, pagaderos en 4 años para la instalación de sistemas FV. Los clientes necesitan pagar un depósito no reembolsable y hacer pagos mensuales. Los aparatos que se pueden utilizar con la electricidad FV incluyen: bombas de agua, sistemas de iluminación, televisores, radios, refrigeración para vacunas y máquinas de coser. 2.5

Plan de investigación Una ventaja de la energía solar es que ésta produce electricidad sin emisiones atmosféricas. Como resultado de Protocolo de Kyoto sobre Cambio Climático, este beneficio tiene un valor monetario significativo a través del “Mecanismo del Desarrollo Limpio” (Clean Development Mechanism - CDM). “Este Mecanismo de Desarrollo Limpio permitirá que las compañías en el mundo desarrollado entrar en proyectos cooperativos para reducir emisiones en el mundo en desarrollo – como la construcción de centrales de energía ecológicamente limpias de alta tecnología – para beneficio de ambas partes. Las compañías podrán reducir emisiones a menores costos de lo que podrían hacer en su propio país, mientras que los países en desarrollo podrán recibir el tipo de tecnología que les permita tener un crecimiento más sostenible. El CDM certificará y validará los proyectos. Asimismo, el CDM puede permitir a los países en desarrollo llevar adelante proyectos en circunstancias donde no hay país desarrollado que sea socio inmediato. Bajo el CDM, las compañías pueden elegir invertir en proyectos o comprar reducciones de emisiones. Además, las partes asegurarán que una pequeña porción de las ganancias serán usadas para ayudar a los países en desarrollo particularmente vulnerables, como los estados islas, a adaptarse a las consecuencias ambientales del cambio climático.”3 El Gobierno de Panamá, en conversaciones con corporaciones multinacionales interesadas en desarrollo solar, puede enfatizar los beneficios disponibles para ellos a través de CDM de implementar proyectos solares en Panamá. Muchas de las agencias de financiamiento multilaterales y bilaterales ven favorablemente las inversiones en producción ecológica. Esto incluye al Banco Mundial (particularmente a través del Global Environmental Facility), Corporación Financiera Interancional, PNUD, KFW de Alemania y MEPI de Japón.


3 Proveniente del documento “The Kyoto Protocol on Climate Change” emitido por el U.S. Department of Energy

Otra facilidad que ya ha sido utilizada en Panamá es el Global Environmental Facility (GEF) que fue establecida en 1991 para forjar cooperación internacional y financiar acciones para tratar amenazas críticas al medio ambiente global. GEF proporciona donaciones nuevas y adicionales y financiamiento con condiciones favorables para enfrentar los costos incrementales de medidas para lograr beneficios globales en cuatro áreas:

• La protección contra pérdida de biodiversidad; • La reducción de gases invernadero; • La protección de aguas internacionales; y • La protección de la capa de ozono El GEF está siendo implementado por el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo, el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente y el Banco Mundial. Esto ha convocado 166 gobiernos miembros, instituciones líderes en medio ambiente, la comunidad científica y un amplio espectro de organizaciones del sector privado y no gubernamentales. GEF ha financiado el proyecto de Conservación de la Biodiversidad en la región del Darién que involucró profesionales locales en la evaluación, manejo y protección de los recursos biológicos del parque Nacional Darién. El proyecto tuvo lugar durante el período de 1994 a 1999 y tuvo un costo de tres millones de dólares. El Gobierno de Panamá puede tener un acercamiento a las agencias donantes con las cuales actualmente trata, así como con las agencias arriba mencionadas, para investigar las posibilidades de financiamiento adicional para proyectos “verdes” (en otras palabras que no produzcan daños ambientales).


3 GEOTÉRMICA

3.1 Tipos y características del recurso 3.1.1 Características principales La fuente principal de los sistemas geotérmicos yace en lo profundo de la tierra. La litosfera o corteza externa de la tierra, incluyendo los continentes, tiene aproximadamente 100 km de espesor. La litosfera tiene subyacente un manto semiplástico, el cual tiene una temperatura mayor de 925°C (1700°F) y es la fuente de magma que es inyectada periódicamente en ciertas áreas de la litosfera dando origen a volcanes, flujos masivos de lava, y áreas con subsuperficies que tienen altas temperaturas anómalas. Al menos tres factores deben estar presentes para que los recursos geotérmicos sean actualmente comerciales para la producción de energía:

1. El calor es conducido lateralmente o desde abajo.

2. Existe una red interconectada de fracturas (un embalse o reservorio con porosidad y permeabilidad de fractura) suficientemente profunda para ser perforada de manera económica.

3. Agua o vapor que llenen la red fracturada. El calor eleva la temperatura del agua y en algunos embalses o reservorios geotérmicos se produce vapor seco.

Las fracturas producen el reservorio geotérmico en el cual el vapor y el agua caliente se almacenan. Actualmente, la producción de los recursos se complementa con la perforación de pozos en estas áreas fracturadas. Si las temperaturas son lo suficientemente altas, los fluidos del reservorio fluyen naturalmente a la superficie; o, si es necesario, ellos pueden ser bombeados. En América Central existen algunas fuentes geotérmicas a unos 2000 m bajo la superficie con una temperatura de 270°C y una presión de 16 MPa. En la Figura 3.1-1, en la página siguiente, presenta una ilustración esquemática.


3.1.2 Recursos hidrotérmicos Los recursos hidrotérmicos comprenden agua caliente, vapor o una combinación de ambos. Generalmente, los reservorios hidrotérmicos con una baja o ninguna fase de agua y bajas tasas de recarga resultan en reservorios de vapor seco. Los reservorios de vapor seco son escasos pero muy económicos debido a que no se tienen que producir grandes cantidades de agua caliente, transportarlas en tuberías hasta la superficie, y disponer de ellas en la subsuperficie. Los ejemplos más significativos de reservorios de vapor seco son los géiseres en Carolina del Norte, Larderello en Italia y Matsukawa en Japón. A los reservorios que son totalmente rellenados con agua caliente se les denominan reservorios de agua caliente o dominados por líquidos. Estos se caracterizan por tener una fase dominante de líquido y son recargados desde los acuíferos adyacentes. Los reservorios de agua caliente, algunos con un porcentaje reducido de vapor, conforman más del 95 por ciento de los reservorios que actualmente se encuentran en producción. La manera usual de producción es hacer fluir el fluido caliente desde el pozo hasta un separador en la superficie, en el cual una porción es transformada en vapor que es dirigido hacia una turbina. El fluido restante, usualmente cerca del 80% de la masa total, es inyectado en la periferia del reservorio a fin de mantener una presión en el reservorio y manejar un fluido más caliente en los agujeros del pozo de producción. En otros casos se le dispone en los ríos u océanos. 3.2 Métodos de producción y disposición del agua 3.2.1 Reservorios de vapor seco Los reservorios de vapor seco son mucho más simples para la producción debido a que no es necesario manejar grandes volúmenes de agua en la superficie. El vapor fluye fácilmente a través del pozo hacia la superficie y es dirigida a través de un separador de piedras y arena, y trampas de vapor. El primero remueve todas las esquirlas de roca, y el segundo remueve lo condensado del vapor antes que éste entre en la planta de energía y sea dirigido a la turbina. En los Estados Unidos, el vapor condensado es usado como agua para refrigeración en los condensadores, y cerca del 80%, dependiendo de la temperatura del aire, se evapora en la atmósfera. El resto es inyectado nuevamente en las áreas seleccionadas del reservorio. 3.2.2 Reservorios de agua caliente En muchos reservorios de agua caliente, con alta temperatura (300°F), el fluido se desplazará desde las fracturas del reservorio hacia el pozo y desde ahí hasta la superficie. Una vez en la superficie, el fluido es dirigido al separador, y una porción de éste, usualmente cerca del 20%, se transforma en vapor por evaporación instantánea (flash), el cual es utilizado para poner en marcha las turbinas a vapor. El 80% restante del fluido es transportado a través de una bomba transportadora/inyectora mediante un pozo (o pozos) de inyección al reservorio. La inyección del agua separada en la subsuperficie asegura tres aspectos: 1. Proporciona un método para disponer del exceso de fluido 2. Ayuda a mantener la presión del reservorio 3. Permite extraer el calor de la roca caliente al interior de la tierra.


3.2.3 Sistemas de colección (sistema de tuberías) Los sistemas de colección son construidos con tuberías de acero que tienen un rango de 25 a 107 cm (10 a 42 pulgadas) de diámetro. Para el caso de reservorios de agua caliente, los sistemas de colección transportan el vapor y agua caliente desde los separadores del manantial (salida del pozo) hasta la planta de energía. El agua que queda después del proceso de transformación es dispuesta a través de una inyección en el reservorio. Los sistemas colectores de vapor seco son muy similares a los de agua caliente, pero contienen colectores de roca, ya antes mencionados, y de ser necesario, trampas de vapor y separadores de humedad, para remover cualquier condensado del vapor. Las tuberías con diámetros mayores son utilizadas cuando la producción de dos o más líneas confluyen de los pozos hacia la planta de energía. Todas las líneas colectoras son aisladas para prevenir la pérdida de calor y están equipadas con accesorios de expansión para compensar por la expansión y contracción de la tubería de acero. Los sistemas colectores son construidos sobre el terreno y la tubería está colocada sobre apoyos con sistemas deslizantes, lo que permite el movimiento de la tubería durante la expansión y la contracción. La Figura 3.2-1 muestra un sistema típico de extracción.


3.3 Aspectos ambientales Las plantas modernas que aprovechan la energía geotérmica tienen bajos niveles de SO2, CO2 y emisiones de partículas (véase el siguiente cuadro).

Comparación de emisión Planta de energía

(Fuentes de energía) SO2

lb/MWh CO2

lb carbón/MWh Carbón bituminoso 12 497 Combustible fósil nº 6 10.6 418 Gas natural (metano) 282 Geotérmica - cantidad máxima 0.3 20 Geotérmica - instalación moderna 0 a 0.1 0 a 0.3

Los bajos niveles de emisiones proporcionan un recurso valioso a las compañías multinacionales de energía interesadas en beneficiarse del Mecanismo de Desarrollo Limpio del Acuerdo de Kyoto. Las plantas de energía geotérmica tienen tasas de emisión de azufre que van desde 0 hasta pequeñas cantidades y, asimismo, emisiones de gases de efecto invernadero más pequeñas que aquellos de las plantas de energía de combustible fósil, además no emiten óxidos de nitrógeno. La planta de energía geotérmica tiene también otros elementos riesgosos que contaminarán los suelos como: mercurio, boro y arsénico. Para cada recurso geotérmico se debe evaluar la concentración y compararla con los límites recomendados para la protección de la salud. Como referencia, para Europa la cantidad máxima de arsénico debe ser menor de 20 µg/g, para el caso del mercurio debe ser menor de 1 µg/g, y para el boro menor de 98 µg/g.


La tabulación siguiente ilustra las propiedades químicas de un proyecto realizado en Centroamérica por SNC-Lavalin.

Propiedades químicas de un recurso geotérmico existente en América Central Composición química del fluido

Catión ppm Anión ppm Na 2038.0 C1 3639.0 K 510.0 HCO, 59.0 Ca 37.0 S04 18.0 Mg 0.1 B 31.0 Li 7.2 F 1.0

SIO2 : 809 ppm pH: 8.1 TDS : 7856 ppm Contenido del gas no condensable: 0.42% en peso.

Composición del gas no condensable

CO2, 94.660 % vol NI2 2.890 % vol H2S 2.170 % vol CO 0.001 % vol H2 0.140 % vol CH4 0.045 % vol O2 0.007 % vol He 22 ppm

Nota: 1 ppm = 1 mg/L Fuente: Información provenientes de los archivos de SNC-Lavalin. 3.4 Tipos de plantas de energía geotérmica

Considerando la calidad, temperatura y presión del fluido geotérmico, incluyendo el proceso, hay tres tipos principales de plantas de energía geotérmica: 1. Plantas de vapor directo 2. Plantas a evaporación instantánea (Simple y Doble) 3. Plantas binarias Los otros tipos de plantas de energía geotérmica existentes son la combinación de las tres plantas mencionadas anteriormente (plantas binarias de vapor directo, plantas binarias con evaporación simple, planta de evaporación integrada simple y doble, plantas de evaporación cristalizadora y de reactor clarificador). Además, existe la combinación con plantas de combustible convencional, llamados sistemas híbridos combustible-geotérmico (plantas geotérmicas con aporte de combustible y plantas convencionales de combustible fósil con aporte geotérmico). 3.4.1 Plantas de vapor directo Las plantas de vapor directo son utilizadas en reservorios donde domina el vapor (o vapor seco). El vapor seco, saturado o ligeramente sobrecalentado es obtenido directamente de los pozos. El vapor lleva gases no condensables de composición y concentración variable. El vapor de diferentes pozos es transmitido por tuberías a la casa de máquinas donde es utilizado directamente en las turbinas a vapor. Entre cada manantial (salida de pozo) y la planta, se T:\proj\014519\7000\406\InfFinal\rt0102final.doc 3-5 2001-12-07

encuentra separadores ciclónicos centrífugos en línea situados cerca del manantial para remover partículas tales como polvo y piezas de roca, cambios de dirección vertical a lo largo de la tubería para remover la condensación que se forma durante la transmisión y un removedor final de humedad en la entrada de la casa de máquinas. En la Figura 3.4-1 se muestra esquema del proceso. Dados los altos niveles de gas no condensable (NCG) encontrados en el vapor geotérmico, típicamente hasta el 5% en peso del vapor, el sistema de extracción de gas es un componente crítico de la planta. Usualmente, se utiliza un eyector de vapor a dos etapas con interenfriador y radiador de salida, pero en algunos casos se requieren turbocompresores. En vista que el condensado de vapor no es recirculado en un generador de vapor (caldero) como lo sería en una planta convencional, éste está disponible para ser usado como agua de reposición en la torre de refrigeración. De hecho, cuando un exceso de condensado está disponible, usualmente es inyectado nuevamente en el reservorio. Típicamente, lo inyectado va del 10 al 20% en peso del vapor producido. Una producción a largo plazo de un recurso geotérmico, para un periodo de 35 años, ha mostrado un efecto detrimental de producción neta excesiva, y una solución es incrementar la cantidad de fluido devuelto al reservorio, donde agua de la superficie no geotérmica (por ejemplo, del río) será inyectada en el reservorio. El tamaño de las centrales geotérmicas evoluciona desde el tamaño pequeño (10 a 15 MW) al moderado (55 a 60 MW) y grandes hasta 135 MW; sin embargo, prácticas recientes tienden al uso de módulos de 20 a 60 MW por unidad. Las unidades más pequeñas son de diseño modular para instalación rápida. Un diseño flexible permite a la unidad básica ser adaptada a un rango bastante amplio de las condiciones actuales de vapor.


3.4.2 Plantas de evaporación instantánea El tipo más común de reservorio geotérmico es el dominado por líquido donde el producto de los pozos es una mixtura de dos fases de líquido y vapor. La calidad de la mixtura (en otras palabras, el porcentaje de peso del vapor) es una función de las condiciones del fluido del reservorio, las dimensiones del pozo y la presión del manantial, la cual es controlada por una válvula de manantial o placa orificio. Típicamente, las calidades de vapor del manantial varían de 10 a 50%. Usualmente, los reservorios dominados por líquido se dividen en aquellos con alta temperatura (por encima de los 300°F ó 150°C) y los de baja temperatura (menos de 300°F). Este punto de división separa generalmente las unidades de evaporación instantánea (flash units), que operan mejor en temperaturas por encima de los 300°F, de las unidades binarias, que operan mejor en temperaturas menores de 300°F. En vista que la presión del manantial es bastante baja, típicamente 75 a 150 psia (0.5 a 1.0 MPa), las fases líquida y de gas difieren significativamente en densidad (δf / δg = 175 a 350), esto permite una separación efectiva por acción centrifuga. Los separadores ciclónicos altamente eficientes producen calidades de vapor que varían hasta el 99.9%. E1 líquido del separador puede ser dispuesto por medio de inyección en los pozos, utilizados por su energía térmica por medio de intercambiadores de calor para una variedad de aplicaciones de calor directo o por medio de una segunda evaporación instantánea a baja presión vía una válvula de control o una placa orificio, de ese modo se genera vapor adicional a ser utilizado en una turbina a baja presión. Las plantas donde solamente se utiliza vapor de alta presión se conocen como plantas de evaporación simple (single flash plants); las plantas que utilizan vapor de evaporación secundaria, con alta y baja presión, son conocidas como plantas de doble evaporación (double flash plants). En las plantas de evaporación simple, el flujo a dos fases que viene del (los) pozo(s) es dirigido horizontal y tangencialmente a un recipiente a presión cilíndrica vertical (separador ciclónico). En la Figura 3.4-2 se muestra un diagrama simplificado de flujo. Asimismo, el balance de la planta es casi idéntico al de la planta de vapor seco, donde la principal diferencia es la mayor cantidad de líquido que debe ser manejado. Para una planta de 55 MW, una planta simple típica de evaporación produce cerca de 5 x 106 lbm/h (630 kg/s) de líquido de desperdicio, considerando que una planta de vapor directo produce solamente 0.16 x 106 lbm/h (20 kg/s), una relación por encima de 30:1. Si se inyecta todo el líquido que sale de la casa de máquinas, una planta de evaporación simple puede retornar al reservorio aproximadamente el 85% de la masa producida, comparada con sólo 15% en el caso de una planta de vapor directo. En las plantas de evaporación doble, se puede generar entre 20 y 25% adicional de energía a partir del mismo caudal de fluido geotérmico. El vapor a baja presión producido en la segunda evaporación es enviado a una turbina a baja presión o a un nivel apropiado de la turbina


principal (en otras palabras una turbina de admisión doble con doble presión). La planta de evaporación doble produce más energía, pero es más costosa debido al equipo adicional. En general, el turbogenerador más económico disponible para producir energía de un reservorio dominado por líquido a alta temperatura es la unidad de evaporación doble, en lugar de la unidad de evaporación simple.


3.4.3 Planta binaria En una planta binaria, la energía térmica del geofluido es transferida vía un intercambiador de calor a un fluido de trabajo secundario (hidrocarburos como isobutano, isopentano y propano, además de ciertos refrigerantes como R-114, amoniaco) para ser utilizada en un ciclo Rankine bastante convencional. De esta manera, el geofluido no tiene contacto con las partes movibles de la planta de energía. De esta manera, se minimizan, aunque no se eliminan, los efectos adversos de la erosión. Las plantas binarias pueden ser ventajosas bajo ciertas condiciones tales como bajas temperaturas de geofluidos, se podría decir por debajo de 300°F (150°C), o geofluidos con potencial de incrustación en las tuberías, alta corrosión o alto contenido de gases no condensables. La Figura 3.4-3 muestra un esquema del proceso. Muchas plantas binarias operan en pozos presurizados por bombeo y el geofluido permanece en su fase líquida en toda la planta, desde los pozos de producción a través de los intercambiadores de calor a los pozos de inyección. El ciclo de energía comprende un precalentador, un evaporador, un juego de válvulas de control, una turbina y generador, un condensador y una bomba de alimentación. Si se utiliza un refrigerante líquido, se debe encontrar una fuente independiente de agua de reposición dado que el condensado del geovapor no está disponible como en el caso de las plantas de vapor directo o evaporación instantánea. Debido a sus impurezas químicas, el fluido geotérmico o agua salada de rechazo no es apropiada para uso directo en la torre de refrigeración. Las plantas binarias tienen un enorme potencial en el futuro porque el agua a temperatura moderada es 5 veces más disponible que el agua a alta temperatura. Generalmente, las plantas de energía binarias están compuestas de varias pequeñas unidades que van de 0.3 a 3 MW (paquetes modulares). Potencialmente, estas son las plantas de energía dominantes a futuro, debido a su flexibilidad y debido a que la temperatura más baja del reservorio, a la cual puede producir energía, está dictada solamente por el costo de las fuentes de energía competitivas.


3.5 Economía de la energía geotérmica 3.5.1 General El costo asociado con la construcción y operación de una planta de energía geotérmica varía ampliamente y depende de factores como:

• tipo de recursos (vapor o agua caliente) • temperatura de los recursos • productividad del reservorio • tamaño y tipo de la planta (evaporación instantánea simple, binaria etc.) • regulaciones ambientales • costo de capital • costo de la mano de obra Los tres primeros factores influyen en el número de pozos que deben ser perforados. Los dos ítems siguientes determinan el costo de capital del sistema de conversión de energía, y donde los dos últimos afectan el costo de funcionamiento de la planta, en otras palabras, servicio de la deuda y operación y mantenimiento (OyM). 3.5.2 Inversión y costos de producción Dependiendo del número de pozos que deben ser perforados, tipo de planta y tamaño del proyecto, ubicación, topografía y líneas de transmisión, los costos de instalación de las plantas geotérmicas varía de 1600 a 4500 USD por kilovatio. En muchos casos, el costo de capital de las pequeñas plantas geotérmicas binarias (100 a 1000 kW) puede ser el costo más bajo de las plantas de energía geotérmica. La dependencia del costo de la planta por kW con respecto a la temperatura del recurso y la potencia de la central varía inversamente con la temperatura y la potencia de la central. El costo anual de operación y mantenimiento (OyM) se incrementa con la potencia de la central pero generalmente es independiente de la temperatura del fluido. Un examen de la bibliografía y de los archivos de SNC-Lavalin sugiere que el costo de OyM de las plantas modernas de energía geotérmica a mediana y a gran escala varía de 0.4 a 0.6 centavos de dó1ar por kWh (considerando solamente la central y no la explotación del recurso). El costo total de producción, nivelado para la vida de las plantas de energía geotérmica en Centroamérica y Norteamérica puede variar en el rango de 3.5 a 7.5 centavos de dó1ar por kWh. Debe notarse que los costos antes mencionados deben ser utilizados cuidadosamente pues el costo de la energía geotérmica está altamente relacionado con los aspectos específicos del sitio. Existe una amplia variación, por ejemplo, en costos de investigaciones preliminares, profundidad de las perforaciones, producción de las perforaciones (en términos de flujo de líquidos y sus temperaturas), vida esperada de las perforaciones, grado de corrosión del fluido (y en


consecuencia el costo de las medidas de mitigación). Se pueden esperar amplias variaciones en dichos costos aún en proyectos que se encuentran relativamente cerca unos de otros. 3.6

3.7

Evaluación de los estudios en curso

Uno de los estudios más reciente realizado en Panamá sobre energía geotérmica es el “Informe Final del Estudio de Reconocimiento de los Recursos Geotérmicos de la República de Panamá” de julio de 1987 como resultado del “Convenio de Cooperación Técnica BID-OLADE-IRHE”. La cubierta, el índice y el resumen ejecutivo de este informe se encuentran en el documento de soporte 3.6-1. Casi simultáneamente al estudio antes citado se inició, también bajo el Programa de Cooperación BID-OLADE-IRHE, el estudio de prefactibilidad avanzada del complejo geotérmico Barú-Colorado. Los resultados obtenidos al final de los trabajos de campo de la primera fase (diciembre de 1984) crearon dudas de la existencia del reservorio geotérmico de alta entalpía en la zona de Barú-Colorado y los datos de laboratorio geoquímico y el estudio hidrogeológico confirmaron que la explotación geotérmica de ese complejo presentaba riesgos muy elevados. En consecuencia, la Junta Asesora del proyecto recomendó suspender los trabajos exploratorios y transferir las investigaciones a las áreas del Valle de Antón y de Chitra-Calobre(marzo de1986). Los estudios geovulcanológicos y geoquímicos complementarios así como las investigaciones geofísicas (gravimetría magnetotelúrica y geoeléctrica realizadas, tanto en Chitra-Calobre como en El Valle de Antón (1988), permitieron alcanzar un grado de conocimiento del área y obtener una evaluación geotérmica en una fase avanzada de prefactibilidad del área de El Valle de Antón.4 ETESA, apoyada por la Organización Internacional de Energía Atómica (OIEA) para el desarrollo de recursos geotérmicos de baja a media entalpía y el Programa Regional Centroamericano en conjunto con SENACYT está realizando un programa continuo de investigaciones geotérmicas. Sus planes actuales incluyen investigaciones de las áreas siguientes: • Baru-Colorado, • Chitra-Calobre y • Tonosí

Factibilidad de otorgar condiciones especiales El atractivo de los proyectos geotérmicos está fuertemente relacionado con las condiciones de sitio. El informe antes mencionado sugiere concentrar las investigaciones en el Valle de Antón. Sin embargo, ha habido una reacción negativa ante los aprovechamientos en esa área pues es un área popular para turismo y han surgido preocupaciones respecto al impacto ambiental que una planta geotérmica podría ocasionar. Para promover el aprovechamiento de los recursos geotérmicos, el Gobierno podría continuar las exploraciones que está realizando ETESA con el apoyo de la OIEA.


4 Reyes, Eduardo (2000) Determinación del potencial geotérmico, Primer bloque de temas: Panorama en tornao al desarrollo de la energía renovable en Panamá, Primer encuentro de energías renovables a pequeña escala en Panamá. FOCER (PNUD/GEF), BUN-CA, FENERCA (E&Co/USAID), Panamá.

3.8

3.9

Los esquemas desarrollados en otros países Los volcanes centroamericanos se extienden a través de Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, y Costa Rica y al interior de Panamá. Esta área, repleta de volcanes activos y recientemente activos, tiene muchos sistemas geotérmicos, en su mayoría sin perforar. El aprovechamiento está más avanzado en El Salvador con un total de 105 MW en Ahuachapan y Berlín. En una época, Ahuachapan proveía casi la mitad de la energía eléctrica de El Salvador. Nicaragua tiene 70 MW en su área de Momotombo. Miravalles en Costa Rica tiene casi 125 MW. También hay una nueva planta de 25 MW en Zunil, Guatemala y muchas otras áreas en América Central que están siendo consideradas para ser desarrolladas.

Plan de investigación La factibilidad técnica y económica de una planta geotérmica es fuertemente dependiente de las condiciones en cada sitio específico. Se requiere de investigaciones técnicas adicionales para identificar sitios potenciales para el aprovechamiento de la energía geotérmica y para evaluar la disponibilidad de recursos geotérmicos en cada sitio. Las fuentes potenciales de financiamiento para dichos estudios incluyen varios programas del Banco Mundial, Naciones Unidas, el BID y de las agencias bilaterales de financiamiento.


4 EÓLICA 4.1

4.2

General La energía eólica es la tecnología de producción de energía que ha visto la tasa más alta de crecimiento en los últimos diez años. De hecho, entre 1990 y 1997, el incremento de la capacidad instalada ha sido de casi el 26% (mientras que las plantas de energía con gas natural estaban creciendo solamente al 2% en el mismo periodo), y en 1998, la capacidad total a escala mundial subió 35%, de 7200 MW a 9600 MW. El World Watch Institute (Washington, EEUU) pronostica una capacidad total de 46 000 MW en el 2007. Las razones que explican esta tendencia son:

• tecnología inocua para el medio ambiente (sin emisiones de NOx, CO2, SO2);

• impacto mínimo en la actividad económica del terreno donde se instale un parque con turbinas eólicas;

• decrecimiento de los costos de capital y de los costos de producción;

• programa de corto desarrollo y construcción aceptable (se puede construir una planta de energía de 50 MW y conectarla a la red en 18 meses, esto incluye el tiempo requerido para la evaluación de los recursos eólicos);

• voluntad política de incrementar el porcentaje “verde” de generación de energía en muchos países (los productores de los EEUU bajo nuevos contratos, reciben alrededor de 3 a 4 centavos de USD/kWh, pero por otro lado, los productores de energía eólica en Alemania, Dinamarca e India tienen garantizados 10.5 ¢US/kWh y 6.4 ¢US/kWh respectivamente). En el caso de Alemania los contratos son por cinco años y solamente aquellos que tienen un factor de planta menor a 35% seguirán subsidiados, entre otros.

Turbinas eólicas El término molino de viento es en realidad el nombre para una máquina la cual aprovecha la energía eólica para triturar (o moler) el grano. Las máquinas modernas son más correctamente conocidas como turbinas eólicas debido a que ellas pueden ser utilizadas para una variedad de aplicaciones tales como la generación de electricidad o bombeo de agua. Hay dos tipos de turbinas eólicas modernas: • Turbina eólica de eje horizontal (Horizontal Axis Wind Turbine - HAWT), que consiste

de un propulsor (2 ó 3 alabes) conectado a un generador a través de una caja de engranajes, siendo todo este equipo instalado en un rodete (hub) montado en lo alto de un poste.


• Turbina eólica de eje vertical (Vertical Axis Wind Turbine - VAWT), del diseño “batidor aislador” (egg-beater) Darrieus, donde todo el equipo de generación y transmisión está instalado a nivel del suelo, por debajo del rotor.

La Figura 4.2-1 en la página siguiente ilustra esquemáticamente los dos tipos de turbinas. Las Figuras 4.2-2 y 4.2-3 son fotos de cada tipo. HAWT y VAWT tienen casi la misma eficiencia ideal. El tipo HAWT es más común, pero todo el rotor, caja de engranajes y generador están en lo alto de la torre y deben ser girados para hacer frente a la dirección del viento. El VAWT puede aceptar viento de cualquier dirección y su pesada maquinaria está a nivel del suelo lo cual es más conveniente para mantenimiento, particularmente para unidades grandes. Ambos tipos han sido desarrollados para funcionar a velocidad constante o variable. Durante los últimos diez años, gran parte del desarrollo y aplicaciones comerciales tuvieron lugar en la tecnología de HAWT


4.3 Aplicaciones de la energía eólica Usualmente, las turbinas eólicas modernas son utilizadas para generar electricidad, aunque también se producen pequeñas unidades modernas para bombear agua en las granjas. Existen cuatro maneras en las cuales se puede utilizar la electricidad eólica generada: 4.3.1 Aplicaciones independientes Para pequeñas necesidades de electricidad tales como las de una casa o un velero o una pequeña comunidad remota que no puede ser conectada a las redes eléctricas, se puede utilizar un pequeño generador de turbina eólica para cargar baterías las cuales pueden poner en funcionamiento algunas luces y pequeños aparatos domésticos. Ésta es una aplicación independiente pues no hay otra fuente de energía alternativa. 4.3.2 Aplicaciones para el ahorro de combustible Algunos negocios y comunidades remotas no están conectados a las redes eléctricas principales, pero tienen generadores diesel para la provisión de electricidad. Usualmente, la electricidad es muy cara en dichos lugares. Sin embargo, si el lugar tiene buena capacidad eólica, se puede instalar una turbina para ayudar al suministro de electricidad. Siempre que la velocidad del viento se encuentre dentro del rango de operación de la turbina, la electricidad eólica generada fluye a los usuarios y el generador diesel tiene que suministrar una cantidad menor, por lo tanto se reduce su consumo de combustible. Ésta es una aplicación para el ahorro de combustible. 4.3.3 Aplicaciones con conexión a la red eléctrica En muchas áreas con buena capacidad eólica, las turbinas eólicas pueden ser conectadas entre la casa del usuario o la fábrica y la empresa suministradora de energía. Cuando el viento sopla la producción de la turbina reduce la cantidad de electricidad que el consumidor tiene que comprar a la empresa eléctrica. En períodos donde la capacidad eólica es mucho mayor, la turbina puede producir mas electricidad de la requerida por el usuario y el excedente puede ser vendido a la empresa eléctrica. 4.3.4 Parque de turbinas eólicas Un caso especial de la aplicación con conexión a la red eléctrica ocurre en áreas con mucha capacidad eólica donde cientos de grandes turbinas eólicas son instaladas específicamente para generar ingresos a sus propietarios al vender electricidad a la empresa eléctrica. Dichos parques contribuyen con cantidades significativas de energía a la empresa de electricidad. En California en los años 80, la capacidad instalada de las turbinas eólicas era de 1600 MW con 17 000 turbinas eólicas instaladas.


4.4 Producción de energía 4.4.1 Energía del viento La Potencia cinética contenida en una corriente de aire en movimiento puede ser calculada mediante la expresión siguiente: Pw= ½ (densidad del aire)(área que intercepta el viento)(velocidad del viento) 3 [Pw] = [kg/m3] [m2] [m/s] 3= vatios (W) La potencia eléctrica extraída del viento puede ser calculada mediante la fórmula:

Pe = Cp .ηg . Pw - Cp = coeficiente de desempeño (relaciona la potencia extraída por el rotor de una turbina

eólica con la potencia disponible en el viento). El máximo teórico es 59.3% - Coeficiente de Betz. Normalmente se encuentra entre 25 y 40 %.

- ηg = eficiencia del generador y del equipo de transmisión 4.4.2 Velocidades del viento Las turbinas eólicas modernas operan automáticamente entre la velocidad del viento para “conectar” (usualmente 4 a 5 m/s, en otras palabras, 14.5 a 18 km/h) y la velocidad del viento para “desconectar” (25 m/s=90 km/h) o más. La velocidad de viento normal, a la cual se alcanza la producción normal, es usualmente un viento bastante fuerte de alrededor de 15 m/s (54 km/h). En promedio, sobre una base anual, un buen sistema de conversión de energía eólica producirá entre 25 y 30% de la energía correspondiente a la energía normal, (en otras palabras, el Coeficiente de Utilización de la Planta - PLF es de 25 a 30%) para un sitio con capacidad eólica moderada. Para sitios con mayor capacidad eólica, algunos parques de turbinas eólicas están alcanzando PLFs de 35 a 40%. Para un caso típico con una conversión de 25% de Potencia cinética en el viento en Potencia útil y con un ηg de 96%, la Potencia eléctrica Pe (vatios) es de:

Pe = 0.2832 A . V3ave

Ejemplo: Para 4800 vatios requeridos como Potencia eléctrica, con una velocidad de 7 m/s (25.2 km/h), el área requerida abarcada por el rotor de la turbina eólica será de 49.4 m2. Esto corresponde a un HAWT con un rotor de 7.93 m de diámetro. 4.4.3 Selección del sitio En general, para ser rentables, las turbinas eólicas de gran escala requieren una velocidad promedio anual de viento de 5 a 6 m/s (18 a 22 km/h) a 10 metros de altura, mientras que las pequeñas turbinas eólicas requieren solamente un promedio anual de 4 m/s (14.5 km/h). En consecuencia, la selección de sitios para los parques es de primera importancia en la eficiencia y rentabilidad de la tecnología. Solamente regiones con gran capacidad eólica ofrecen


un potencial de energía eólica apropiado. Esto incluye más y más sitios “litorales” (mar adentro) donde los parques estén instalados a pocos kilómetros a lo largo de las costas marinas. 4.4.4 Producción de potencia versus energía Se debe enfatizar que la Industria de la Energía Eólica siempre hace referencia a la palabra “Energía” y no a “Potencia”, dado que el nivel de producción, por lo tanto potencia, está directamente relacionado con la velocidad del viento en cada momento, que no puede ser garantizada. Solamente cuando una región o un país están equipados con un gran número de turbinas eólicas extendidas en varios parques de turbinas eólicas diseminados a lo largo del país, se estará apto para evaluar una “probabilidad de una producción constante mínima”, en otras palabras, un nivel garantizado de potencia. Mientras tanto, la energía eólica será utilizada como una adición de energía dentro de una red establecida, en paralelo con otras centrales de producción. Estas otras centrales (plantas térmicas o hidroeléctricas) usualmente pueden ser ajustadas para responder a la demanda de energía, y al hacerlo, proveer un tipo de “almacenaje de energía” producida en la forma de tanques de combustible y niveles de agua de las presas. Mientras que, la central eólica usará la energía del viento cuando esté disponible. 4.5 Aspectos económícos de la energía eólica 4.5.1 General El costo de la energía eólica ha declinado casi en 90% desde que los primeros parques comenzaron a ser operados en California en 1981, de un rango de 30 a 50 centavos de dólar americano por kWh a un costo actual de aproximadamente 5 a 6 centavos por kWh, para un parque típico de turbinas eólicas de 50 a 100 MW en un sistema con buena capacidad eólica. Este decrecimiento significativo en el costo se debe principalmente a los factores siguientes:

• Mejoramientos importantes en el desempeño de la tecnología, pues el factor de disponibilidad para turbinas eólicas ha sido incrementado del rango de 50 a 60% en 1981 al rango de 97 a 99% hoy en día.

• Aprendizaje operacional, pues las empresas involucradas han llegado a dominar el arte de mantener las turbinas operacionales y han introducido controles computarizados que permiten una respuesta rápida ante cualquier problema de funcionamiento de la turbina.

• Economías de escala, dado que el tamaño de las turbinas ha sido incrementado por un factor de 10 ó más, desde turbinas de 50 kW, que caracterizaron los primeros parques de turbinas eólicas, a la tecnología de punta actual que es de 700 kW o más. En vista de este incremento en el tamaño de las turbinas, la producción de energía por turbina ha sido incrementada mucho más rápidamente que el costo de operación y mantenimiento.

• Disminución del costo de financiamiento debido a que la tecnología eólica ha sido ampliamente probada y con esta nueva tecnología la prima de riesgo asociada ha declinado.


4.5.2 Inversión y costos de producción Un examen de los archivos mantenidos por SNC-Lavalin indica que, dependiendo del tamaño del proyecto, ubicación, topografía y líneas de transmisión, los costos de instalación de turbinas eólicas a gran escala varían de 760 a 1200 USD por kilovatio. Esto incluye los costos del terreno, caminos, subestación, transformadores y líneas de transmisión al interior del perímetro de la central eólica. Los costos de instalación de turbinas eólicas de pequeña escala varían de 1400 a 5000 USD por kilovatio, dependiendo si las aplicaciones incluyen baterías, inversores, controladores y otros componentes de balance del sistema. El costo de operación y mantenimiento (OyM) de las modernas turbinas eólicas a gran escala varía de 0.3 a 0.5 centavos de dólar por kWh, mientras que los costos de los sistemas pequeños van de 1 a 2 centavos de dólar por kilovatio-hora. Una extrapolación de datos disponibles sugiere que el costo total de producción de los parques de turbinas eólicas en Norteamérica está por debajo de la marca de 5 centavos por kWh en promedio y llega a los 4 centavos por kWh en los sitios con vientos fuertes (25 km/h promedio anual mínimo). En Europa, debido posiblemente a que los costos por terreno y construcción son más altos, el costo de producción es más alto (de 8 a 9 centavos por kWh). 4.6 Evaluación de los estudios en curso en Panamá Los estudios más reciente y relevante concerniente a la energía eólica son el “Informe de Estrategias y Políticas para el Desarrollo de la Energía Eólica en Panamá,” de octubre del 2000 y “Estudio de factibilidad indicativo” ambos de Lahmeyer International. El primer informe identificó varias barreras a la implementación de energía eólica y sugiere medios o incentivos para eliminar (o reducir) estas barreras. Algunos de los incentivos sugeridos incluyen: proporcionar un precio fijo para la energía, dar concesiones para conexión al sistema y una clara definición del proceso administrativo para las aprobaciones. El segundo informe evaluó la viabilidad técnica, económica y financiera de un sitio específico de Panamá. El informe indica que una granja eólica de 18 MW, localizada en Cerro Tute, sería técnica y económicamente factible (con una tasa interna de retorno del 28%). El informe también indica que ese sitio es el más atractivo. No obstante, se puede concluir que las oportunidades para desarrollo de sitios viables en Panamá son limitadas. Los documentos de soporte 4.6-1 y 4.6-2 proporcionan los índices y los resúmenes ejecutivos de los citados informes.


4.7 Disponibilidad de los recursos eólicos en Panamá La Sección 4.4 presenta los costos aproximados de operación de los sistems de conversión de energía eólica bajo buenos regímenes de viento. Asimismo, en esa sección también se presenta un breve analisis de la información disponible para evaluar la conveniencia del régimen eólico en Panamá. Se examinaron dos juegos de datos:

• Datos de velocidad del viento para seis estaciones meteorológicas en el período 1993 a 1997 inclusive, no obstante la ubicación de estas estaciones no guardan relación con la búsqueda de fuentes eólicas y se trata de aeropuertos, además, la altura de los medidores de velocidad de viento es muy baja para calificar como lectura de viento para aplicaciones de energía eólica de tipo comercial.

• Datos de velocidad del viento para las estaciones de 40 metros de altura especiales para registrar la velocidad del viento para energía eólica, de Cerro Tute, La Miel y Boquete para el año comprendido entre febrero del 2000 a enero del 2001

Los datos para las seis estaciones cubren gran parte del país y un período de cinco años consecutivos. Los datos no estaban completos. El cuadro siguiente ilustra, para cada estación, el número de días para los cuales la velocidad del viento no estuvo disponible.

Días de datos perdidos de viento Nombre de la Estación 1993 1994 1995 1996 1997 Santiago – 120-002 5 1 1 1 5 Los Santos - 128-001 7 7 0 97 0 Antón - 136-002 52 40 18 23 107 Tocumen – 144-002 46 7 0 1 280 Bocas del Toro - 093-002 365 306 261 9 242 David - 108-023 7 7 0 6 0 El gráfico en la Figura 4.7-1 ilustra el porcentaje de tiempo en una estación de medición (Estación 120-002) donde la velocidad del viento excedió las velocidades mostradas. La curva incluye todos los datos en esta estación durante el período 1993 a 1997. Esta curva indica que la velocidad promedio del viento varió significativamente durante el año: • Para más del 60% del tiempo, la velocidad del viento fue menor que un metro por

segundo • Para sólo 10% del tiempo la velocidad promedio del viento estuvo por encima de cuatro

metros por segundo (tal como se señalara antes las turbinas de viento modernas operan automáticamente entre una velocidad de viento para “conectar” de cuatro a cinco metros por segundo y una velocidad de viento para “desconectar” de casi 25 metros por segundo)

• La velocidad diaria promedio del viento nunca excedió de 8.5 m/seg. También se llevó a cabo un examen de la velocidad horaria de viento para días seleccionados durante cada mes de un año. Esto indicó que la velocidad del viento cae por debajo de un metro


por segundo la mayoría de los días entre las 18:00 y 21:00 horas. Para muchos de los días, la velocidad del viento excedió los cuatro metros por segundo entre las 12:00 y 13:00 y entre las 16:00 y 18:00 horas. Este análisis fue repetido para las tres estaciones, establecidas principalmente para examinar la factibilidad de instalar sistemas de conversión de energía eólica. Para dos de las estaciones, La Miel y Boquete, la velocidad máxima de viento fue el doble de los resultados antes reportados. Sin embargo, la velocidad del viento en ambas estaciones excedió la velocidad mínima de “conexión” de 4 a 5 m/s el 55% a 65% del tiempo. El sitio de mayor atractivo, desde el punto de vista de la generación de energía eólica, es la estación Cerro Tute. Las características de esta estación son las siguientes: • La velocidad máxima del viento alcanzó 30 m/seg, un poco por encima de la velocidad

típica de “desconexión”; • La velocidad del viento excedió las velocidades usables alrededor del 4% del tiempo; • Casi la mitad del tiempo la velocidad del viento excedió los 13 m/seg; • La velocidad del viento estuvo sobre el mínimo requerido entre cuatro a cinco metros por

segundo el 80% del tiempo • La velocidad del viento en el rango usable ocurrió el 75% del tiempo. En las Figuras 4.7-2 a 4.7-4 se muestran las curvas de duración del viento que ilustran lo anterior para los tres sitios. En los Anexos C, D y E se incluye más información. Dada la velocidad relativamente baja y la calidad intermitente del viento, la selección de sitios para instalaciones de sistemas de conversión de energía eólica requerirá de un análisis particularmente minucioso. El análisis anterior también indica claramente que las instalaciones para viento solamente pueden ser consideradas desde el punto de vista de desplazamiento de combustible - habría muy poco beneficio de capacidad en estas instalaciones. Este análisis indica que (a) virtualmente no hay viento durante las horas pico de la tarde, y (b) los vientos fuertes están disponibles solamente durante un corto período (aproximadamente 10% a 20% del año) o para algunos lugares seleccionados. Cerro Tute es el sitio más atractivo de las nueve estaciones (3 estaciones de proyecto y 6 estaciones meteorológicas) para el cual hay datos disponibles. No obstante la empresa GEPSA obtuvo del Ente Regulador una licencia provisional para desarrollar comercialmente los proyectos eólicos de Nuario (27 MW) en la región de Azuero y Hornito (30.36 MW) en la provincia de Chiriquí.


4.8

4.9

Factibilidad de otorgar condiciones especiales Así como con el sistema fotovoltatico, la factibilidad de otorgar condiciones especiales para promover la energía eólica depende de la disponibilidad y el costo del recurso en comparación con las fuentes alternativas disponibles y la voluntad del Gobierno de hacerlo. El análisis en la sección anterior sugiere que (a) bajo las mejores condiciones la tecnología está cerca de ser económica, y (b) las condiciones en Panamá son limitadas para el uso de este recurso en lugares específicos. A pesar de lo anterior, si el Gobierno desea promover esta tecnología, el hecho de que la tecnología esté bien establecida y que los precios no sean particularmente volátiles, hace que sea un recurso más fácil de promover. Las condiciones requeridas para promover este recurso no necesitan distorsionar el mercado. – por ejemplo, tomando en cuenta que la energía eólica no proporciona capacidad firme, siendo capacidad firme lo que por Ley deben contratar mediante licitación pública las empresas de distribución eléctrica para cubrir el 100% de su demanda dentro de su zona de concesión, podría contemplarse la contratación directa de esta energía por parte de las distribuidoras sin que ello incida en la restricción del 15% y pasar a tarifas un costo equivalente al promedio de los contratos licitados. No obstante, se deben analizar los aspectos comerciales y legales correspondientes para asegurar la viabilidad de esta alternativa. Por último, deben lograrse financiamientos adecuados con plazos más largos, y complementar lo anterior con incentivos fiscales y la obtención de créditos de CO2 equivalente mediante los MDL (Mecanismos de Desarrollo Limpio), y una revisión de aspectos relacionados con la tarifa de transmisión.

Los esquemas desarrollados en otros países 4.9.1 Utilización de la tecnología Hoy en día, las turbinas eólicas que están fuera de la red son de pequeña escala, en un rango de 50 a 150 kW, donde las máquinas conectadas a la red son de gran escala, de 400 a 700 kW. Durante los últimos años, la tendencia se ha dirigido hacia grandes turbinas, y ahora se encuentran disponibles algunas máquinas de mayor tamaño (1 a 2 MW). Muchas de estas máquinas pueden ser ahora consideradas como de tecnología probada. Los fabricantes más importantes de grandes turbinas eólicas (para máquinas de gran escala, todas de eje horizontal HAWT) incluyen: • NEG-Micon (Dinamarca); • Vestas (Dinamarca) • Mitsubishi (Japón); • Tacke-Enron (Alemania); • Enercon (Alemania); • Bonus (Dinamarca); • Otros (NedWind, Nordex, Windmaster).


4.9.2 Capacidad instalada en todo el mundo La última encuesta disponible muestra la capacidad instalada (y operativa) en 1997 siguiente: MW • Europa 4450 • Norteamérica 1650 • Asia 1044 • Sudamérica y Centroamérica* 32 • Medio Este y África 24 • Caribe 4 • Total Mundial 7200 (aprox.)* En Costa Rica el Parque Eólico de Arenales tiene una capacidad instalada que excede los 60 MW al año 2001. Durante el año 1998, el World Watch Institute identificó un incremento de 35% de la capacidad instalada, llegando a un total de 9600 MW. El pronóstico para el año 2007 es de 46 000 MW. 4.9.3 Ejemplos de uso a nivel mundial Un examen de la bibliografía actual, ha llevado a las observaciones siguientes:

• El costo de la energía eólica en los Estados Unidos es de aproximadamente cinco a seis centavos de dólar americano por kilovatio-hora para un molino de viento típico en un buen régimen de viento. El costo en Europa es mayor, de ocho a nueve centavos por kilovatio-hora

• En 1997, el mundo tuvo una capacidad instalada de aproximadamente 7200 MW (incluyendo 4450 MW en Europa, 1650 MW en Norteamérica, 1044 MW en Asia). Alemania y Dinamarca tienen las mayores cantidades con 2000 MW y 1135 MW respectivamente

• El crecimiento en energía eólica durante los últimos años ha sido muy rápido (de 15% a 75%), particularmente en Europa

• Los incentivos para la energía eólica en Europa incluyen financiamiento público de programas de desarrollo e investigación nacional, subsidios directos a la inversión para la instalación de turbinas eólicas

• Se ha mostrado que el modelo con determinación de precio fijo es la mejor manera de crear un desarrollo dinámico del mercado, empleo e industrias sólidas en la industria de energía eólica en la Unión Europea

• Los productores bajo nuevos contratos de los Estados Unidos reciben alrededor de tres a cuatro centavos de dólar por kilovatio-hora. En contraste, los productores de energía eólica en Alemania, Dinamarca e India tienen garantizados 10.5, 9.0 y 6.4 centavos de dólar por kilovatio-hora respectivamente

• La energía eólica cubre el 12% del consumo de electricidad danés


• El mecanismo de soporte básico para la energía eólica en Dinamarca es, en efecto, eximir a la energía eólica del impuesto CO2 sobre la producción de electricidad (de hecho toda la producción de electricidad está cargada con este impuesto y a los productores de energía eólica se les hace una devolución parcial)

• En un año normal, los molinos de viento alemanes producen alrededor de 8.5 billones de kWh de energía, satisfaciendo el dos por ciento de las necesidades de electricidad de la nación

• Una “Ley sobre Energías Renovables” (“Renewable Energies Law”) en Alemania tuvo su primera presentación parlamentaria en diciembre 2000. Esta ley propuso las siguientes tasas de compra (buy-in rates) para las nuevas plantas (utilizando 1.00 Euro = USD 1.00): o Agua, gas desperdicio vaciado (garbage dump gas), gas de mina y gas vertido:

6.65 a 7.67 centavos/kilovatio-hora o Biomasa: 8.70 a 10.23 centavos/kilovatio-hora o Geotérmica: 7.16 a 8.95 centavos/kilovatio-hora o Energía eólica: 9.10 centavos/kilovatio-hora, cayendo a 7.06 centavos/kilovatio-

hora después de cinco años

4.9.4 Perspectiva general de la situación en Costa Rica Existen varias granjas eólicas en Costa Rica, algunas de la cuales han estado operando desde 1994. Debido a la proximidad con Panamá y su relevancia, algunas partes del “Informe de Trabajo de la Visita al área de Desarrollo de las Granjas Eólicas de Costa Rica” realizado por un equipo de ETESA en enero del 2001 se reproduce a continuación: “Aspectos económicos-financieros en la instalación de los parques eólicos 1) En cuanto a costos de inversión los primeros promotores/desarrolladores de parques

eólicos se beneficiaron del desconocimiento general de los propietarios de la actividad, ventaja que no tendrán los nuevos promotores. Lo que los obliga a desarrollar un mejor estudio de factibilidad para optimizar la inversión o producción de la energía.

2) El ICE exige a los promotores eólicos condiciones técnicas de conexión al Sistema

Nacional de transmisión superiores a las necesidades reales de los parques, que luego deben ser traspasados al ente estatal eléctrico después de aceptados, lo que incide significativamente en el costo de inversión.

3) Los costos de operación de los parques son mínimos, dada la naturaleza tecnológica de la

explotación de la fuente eólica. Además, la experiencia adquirida por los desarrolladores de solicitar a los fabricantes de los equipos seleccionados cinco años de garantía total, y el manejo operacional del parque durante el período de garantía, favorece la eficacia y eficiencia al minimizar el tiempo de indisponibilidad de planta así como la reducción a su mínima expresión de los inventarios de repuestos.


4) Otra ventaja que tienen los nuevos desarrolladores es la posibilidad de reclutamiento de personal especializado con varios años de operación, el cual fue adiestrado por el Parque más antiguo (Kenneth), y que por las características conocidas de estas instalaciones, ha aprendido a operar con iniciativa y creatividad. Lo que implica la disponibilidad de un personal local de operación con un alto nivel operativo, dispuesto a aceptar buenas ofertas de trabajo.

Aspectos económicos que inciden en la actividad eólica, originados en el manejo del despacho de la generación eléctrica por el centro de control de energía eléctrica del ICE 5) Desde el inicio, la actividad eólica generó aprensiones en el Centro de Control del ICE

por las características inherentes a la fuente eólica, como por ejemplo: el recurso no permite el predespacho, no hay control de la frecuencia y otras características de un sistema nacional de transmisión. Por lo antedicho se opusieron inicialmente a la inclusión de la energía eólica en el suministro nacional de la energía y aún más al potencial a instalar que se manejaba en 1992, que era de aproximadamente un 20% de la capacidad instalada total del sistema.

6) Otras características inherentes al Sistema Nacional de transmisión que preocupan al

Centro Nacional de Despacho son el tamaño de las reservas (fría y rodante), las armónicas; esquemas de reactivo necesarios.

7) Luego, al verse obligados a aceptar esta fuente como parte del suministro eléctrico

nacional, se vieron en la necesidad de informarse con organismos similares de Hawai y Palms Springs en California los cuales manejaban este tipo de energía, lo que los llevó a la toma de algunas consideraciones marco para permitir el despacho de la energía eólica a través de la red.

8) En 1995, el Centro de Control se basó en el concepto de que la calidad y confiabilidad de

la energía eléctrica trasmitida no se podía desmejorar; lo cual consistía en que la reserva rodante del sistema era igual a la máquina más grande en funcionamiento y ésta no podía ser menos del 10%. En consecuencia, el tamaño de los parques eólicos fue limitado a no más de 20 MW, con la consiguiente pérdida en potencia y energía, de superar este límite, para el agente.

9) Con base en lo anterior y a simulaciones de diversos escenarios corridos en el Centro de

Control se llegó a la conclusión que no importaba la cantidad de proyectos, sólo se permitiría la conexión a la red de 60 MW eólicos, el equivalente a un 6% de la capacidad instalada en ese momento. Esto ya había sido cubierto por tres proyectos elegibles en ese momento, lo que significaba la detención de inversiones nuevas, sin importar su nivel de factibilidad. En la actualidad, el personal del Centro opina que trabajar con una participación eólica aproximada al 4%, es lo adecuado.

10) Además, otras restricciones de operación como la siguiente fueron recalcadas: sí la

producción se mueve más de 6 MW por más de 15 segundos el agente eólico se desconecta del sistema, y se vuelve a reconectar 10 minutos después; si esto sucede 3 veces al día, se desconecta todo el día, con la respectiva pérdida para el agente eólico.


11) Además, el ICE preparó los contratos tipo “Take or pay” para comprar la energía,

reservándose la facultad de no comprar energía eólica durante el período de mínima afluencia de flujos, que va del 1º de septiembre al 31 de octubre, en un horario de 9 a.m. a 5 p.m., lo cual se convierte en una indisponibilidad total de 122 días ó 976 horas, lo que se transforma en una indisponibilidad forzada para el parque eólico de 11% anual. Dado que no es conveniente que los parques eólicos paren continuamente sus máquinas, por los efectos mecánicos del viento en las unidades, los agentes eólicos han optado porque la energía generada sea regalada al ICE.

12) Aún con todas estas consideraciones de protección, el Centro del Control del ICE

considera que sus aprensiones no eran totalmente cubiertas, en vista que el viento no puede ser despachado, sino utilizado de inmediato; y que además, la velocidad de respuesta de la computadora central a cambios del viento con sus consecuentes en la calidad de la energía despachada era muy lenta (1.6 segundos). Se solicitó el diseño de un sistema de control en su punto de interconexión de la hidroeléctrica de embalse Arenal, el mismo se lleva en 9 nanosegundos, lo que permite una regulación inmediata de las máquinas del embalse de manera de ajustarse al movimiento inmediato del viento, minimizando los efectos de fluctuación con sus tres unidades de 52 MW c/u. El costo de este programa fue absorbido por el Centro de Control, y consumió inversiones en la magnitud de 2.8 millones de dólares.

13) El Centro de Control opera actualmente con costos marginales 55 USD/MW, lo que

resulta en costos al consumidor de 7.3 ¢/kWh. Esquemas de financiamiento de proyectos dentro de los mecanismos de desarrollo con energía limpia (MDL) 1) Costa Rica es uno de los países que abandera la utilización de fondos internacionales de

compensación, en concordancia con el respeto y conservación de extensas áreas de bosques primarios y la minimización de las emisiones perjudiciales al ambiente. Estos fondos pueden ser utilizados en proyectos de energía como los eólicos.

2) El país tiene experiencia en la consecución de fondos para proyectos de energía limpia

“clean energy”, en la que fue posible que el costo incremental de un proyecto, o sea el costo adicional que un proyecto de energía limpia tiene con respecto a un proyecto de energía convencional, sea pagado con fondos del Global Environment financial (GEF).

3) Como estrategia para el financiamiento de los proyectos de energía con el Mecanismo de

Desarrollo Limpio, el representante de la Comisión de Iniciativas de Desarrollo (CINDE), sugiere un esquema que reúna fondos de transferencia tecnológica, donaciones de organismos gubernamentales y ONGs de los países fabricantes de equipo, del mercado de certificados de CO2 equivalente, sociedad con propietarios de los terrenos, organismos de financiamiento regionales e instrumentos de mercado local.


Aspectos jurídicos – Económicos-financieros que han incidido en el aprovechamiento de la fuente eólica en Costa Rica 1) El desarrollo de la producción de la energía eléctrica en Costa Rica se puede resumir en

una fuerte penetración de la electricidad en los años 40-80, gracias al esfuerzo estatal a través del ICE y otros organismos que ayudaron a desarrollar las cooperativas de electricidad. Durante este periodo se acometen grandes proyectos para satisfacer la demanda, dejándole al ICE la exclusividad de construir y operar las plantas de electricidad que el país requiere. Después de 1980, los problemas de costo de capital y el endeudamiento estatal se comienzan a presentar como barreras, lo cual obliga al Estado a la postergación de obras que se requerían; y al estudio de esquemas alternativos para el suministro energético.

2) Los diez años de la industria eólica se inician a partir de 1990, en que se emiten

primeramente la Ley marco para la participación del sector privado en la industria eléctrica, la Ley 7200. Esta ley presenta el marco jurídico para la incorporación del sector privado en la generación eléctrica, especialmente con fuentes renovables como la eólica, biomasa, la cogeneración de los ingenios azucareros e hidroeléctricas con una capacidad tope de 20 MW; la inserción privada se establece con un plazo máximo de 15 años.

3) Luego, la Ley 7508 reglamenta la ley anterior e incorpora algunas modificaciones como

la aplicación de una penetración privada adicional del 15%, se introduce como una novedad el esquema de financiamiento “build-operate-transfer (BOT)”.

4) La inmediata participación creciente del sector privado en la industria eléctrica, a lo largo

del país, y el reto a problemas comunes, especialmente en su relación desigual con el ICE, impulsaron la creación de la Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE).

5) Actualmente las características del sistema eléctrico costarricense son:

Oferta actual 1700 MW Demanda 1100 MW Crecimiento de la demanda 6% Componente hidráulico 80% Índice de electrificación nacional 95%

6) La penetración privada en la industria eléctrica está enmarcada en un proceso definido

por el ICE, el cual se basa en el concepto de elegibilidad que es evaluado por el concepto económico de costo evitado. La evaluación de costos para el sistema se hace por medio de la metodología del costo marginal de largo piazo.

7) Las tarifas aplicables a los nuevos proyectos están definidas por estacionalidad y por su

participación en las horas pico, o, lo que es lo mismo, cuatro periodos tarifarios.


Periodos tarifarios Periodo Pico Fuera de Pico

Enero-Agosto (Seco) P1 P3 Septiembre-Diciembre (húmedo) P2 P4

A la energía de cogeneración proveniente de los ingenios azucareros se les aplica un período particular, dadas las características de la zafra (enero-mayo). Tipos de tarifas T1 Pagan energía y potencia (se paga penalización por incumplimiento) T2 Paga energía (+ Porcentaje (%) sobre la potencia firme) T3 Tarifa aplicada a los ingenios azucareros La mayor parte de los proyectos eléctricos operan con la T1 se les paga energía y potencia. A los proyectos eólicos en un principio se les pagaría con esta tarifa, pero están ubicados en la tarifa dos (T2), además están obligados a pagar penalización por incumplimiento de contrato. La penalización está valorada al triple de precio del kW mejor pagado.

8) Mecanismo de elegibilidad de proyecto La cartera de proyectos elegibles está basada en un mecanismo que se traduce en la frase

“primero en tiempo, primero en derecho”.

Pasos a seguir para obtener el permiso de producción (Elegibilidad). a) Estudio de Impacto Ambiental b) Solicitud de Concesión (ICE) P. Hidro Concesión de aguas (Ente responsable de las aguas) c) Estudio de factibilidad (Técnico-Financiero) Los proyectos seleccionados están obligados a presentar una fianza de garantía: Construcción 3% Operación 1% En caso de ser aceptados, los proyectos se ubican en el orden presentado al ICE, de no llegar a un acuerdo con este –el ICE hace el contrato a su conveniencia y el organismo estatal negociará con el proyecto que sigue en fila. Actualmente la cartera de proyectos elegibles llega a 600 MW. Para iniciar un proyecto el promotor requiere tener en sus manos el Contrato Base con el ICE, sólo puede iniciarlo después de firmado.


9) El potencial eólico fue identificado sistemáticamente desde 1985 por la empresa

consultora ELECTROWATT, el primer proyecto identificado fue el de Tejona, el cual fue concebido como la primera experiencia de este tipo de fuente en Costa Rica, a ser ejecutado por el ICE, aunque en el ínterin se realizaron primero otros proyectos eólicos en la misma zona.

Como consecuencia del proceso de elegibilidad y de los topes de aceptación por el ICE de los proyectos eólicos, y dando cumplimiento a todas las exigencias de los promotores, se presenta el orden adquirido. I Empresa Producción Eólica S.A. EPESA 24 MW II Molinos de Viento S.A. MOVASA 20 MW III Aeroenergía 6.4 MW IV Tejona 20 MW

10) ACOPE propone el establecimiento de nuevos esquemas de elegibilidad de proyectos

energéticos para el mercado costarricense, basados en los mecanismos normales del mercado, enmarcados en los puntos siguientes: a) Competencia por bloques Tamaño de plantas b) Competencia por fuentes Definición a priori de la participación de las diversas fuentes de acuerdo al estilo de desarrollo escogido por el país

Aspectos de las tarifas aplicados a los proyectos eólicos Las tarifas se aplican de acuerdo al costo marginal de largo plazo del sistema. a) En el caso de EPESA y MOVESA el costo marginal de largo plazo se mantiene durante

el plazo total del Contrato (5.6 por kWh) b) A partir del inicio del tercer proyecto se cambia el concepto y se le aplica el costo

marginal de largo plazo, año por año. Para operar un parque eólico con de velocidad anual promedio de 11 m/s se requiere un nivel de tarifas razonables que esté por encima de los 5.6 centavos de dólar por kWh (0.056 USD/kWh), precio real para los quince años de plazo; por medio de PPA negociado en un tiempo adecuado. La franja de precios adecuados para el desarrollo rentable de un proyecto eólico en Costa Rica se inicia en 5.5 ¢ /kWh.


Además, en los PPA, en ejecución las tarifas que cobran los parques eólicos están indexados por: a) Tipo de cambio (colones por dólar estadounidense) b) Inflación local (Índice industrial al por mayor) c) Inflación externa (Precio al consumidor U.S.)

EPESA y MOVASA están cobrando el kWh a 6.8 ¢, (costo marginal de largo plazo, todo el periodo del contrato). Sin embargo, al cambiar el ICE las reglas de juego en el último año, Aeroenergía, el último parque en entrar a producir recibe solamente un precio de 5.6 ¢/kWh generado (costo marginal de largo plazo anual).

Algunos fundamentos contractuales entre ICE y los productores eólicos de electricidad • EPESA fue obligado a construir una línea de subtransmisión con capacidad de 60 MW,

aunque el campo fuera de sólo 20 MW.

• MOVASA mecanismos regulatorios adicionales de máquinas para la protección del sistema de transmisión.

• AEROENERGÍA: No le compran energía durante la noche en caso que la hidroeléctrica El Arenal no esté operando, durante el periodo de septiembre-diciembre. Lo que en realidad significa comprar cero energías, durante los periodos de mantenimiento de El Arenal, lo anterior por requerimientos de estabilidad de frecuencia y otros aspectos técnicos.

Perspectivas de largo plazo respecto a la penetración de la energía eólica Elementos neutros: El apoyo de los certificados de emisiones depende de: las iniciativas

de los países signatarios del Protocolo de Kyoto, donde a la fecha se cumple con la cantidad mínima de países, y para el mes de enero del 2003, con la inclusión de Rusia y Canada, se tendría el % mínimo de emisiones requeridas para que entre en efecto el Protocolo. No obstante, ya ha habido iniciativas de compra de CERS (certificados de emisiones de CO2 equivalente), a través de SENTER, una institución del gobierno de Holanda encargada de adquirir los CERS, donde Panamá ya presentó un portafolio de proyectos que califican para los CERS.

Restricciones estructurales: El precio del kWh generado (eólico). Penetración máxima definida por el Centro de control de la Energía

(4% al 6%, o sea entre 96 MW y 64 MW). Incremento en el costo de las tierras con potencial eólico.



Sobrecostos en las líneas de conexión por especificaciones adicionales de ICE.

Probable requerimiento de una hidroeléctrica de regulación cercana

para control de la fluctuación del viento.”5 4.10

Plan de investigación Las principales ventajas de la energía eólica son que ésta es una tecnología inocua para el medio ambiente sin emisiones de NOx, CO2 y SO2 y que tiene un impacto mínimo en la actividad económica de la tierra sobre la cual se ubica el molino de viento. Su mayor desventaja es que el nivel de producción está directamente relacionado con la velocidad del viento en cada momento y no puede ser garantizada; por lo tanto, no hay capacidad firme, relacionada con la energía que el sistema pueda producir. Intuitivamente, hay una relación inversa entre la disponibilidad de energía eólica y solar y la disponibilidad de agua para los aprovechamientos hidroeléctricos. En efecto, durante la estación lluviosa, hay poco sol, poco viento y altos caudales de río. Durante la estación seca, hay bajos caudales en los ríos, pero gran cantidad de rayos solares y generalmente más viento. Por extrapolación, los esquemas híbridos hidroeléctrico y eólico o solar pueden ser atractivos. Si la central hidroeléctrica es parte del sistema interconectado, el beneficio de la complementariedad de los dos tipos de generación se pierde debido al gran componente de energía térmica en el sistema. Tal como mencionara ETESA en el informe respecto a su visita a las granjas eólicas en Costa Rica, el centro de despacho de carga para ICE sugiere que es adecuado un suministro de 4% de sus necesidades de energía de los sistemas eólicos. De esta manera, la complementariedad de los tipos de generación es muy pequeña. Por otro lado, esta complementariedad puede ser más relevante en comunidades aisladas donde sistemas de minicentrales hidroeléctricas y eólicas están combinados. En dicho caso, sin embargo, se debe señalar que ambos sistemas son altamente intensivos en capital. Además, ningún componente puede asegurar la disponibilidad de energía en el momento del pico del sistema. Los temas antes tratados pueden afectar la disponibilidad y facilidad de financiamiento. Las fuentes potenciales de financiamiento para estudios que identifiquen sitios con un régimen de viento atractivo podrían incluir varios programas en el Banco Mundial y las Naciones Unidas así como el BID y agencias de financiamiento bilaterales. Lo discutido en el Protocolo de Kyoto sobre el cambio climático y el Global Environmental Fund en la Sección 2.5, también se aplica a la energía eólica.

5 Proveniente del documento “Informe de trabajo de la visita al área de desarrollo de las granjas eólicas de Costa Rica”

5 PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 5.1 Evaluación de los estudios en curso Dentro del Proyecto de Donación AID NO. 525-0207 suscrito entre el Instituto de Recursos Hidráulicos y Electrificación (IRHE) y la Agencia Internacional para el Desarrollo de los Estados Unidos (USAID), del 29 de agosto de 1979, Fuentes Alternas de Energía, se estudiaron 40 sitios con posibilidades para el aprovechamiento hidroeléctrico a pequeña escala en todo el territorio nacional. Lo anterior fue necesario debido a que los altos costos de operación y mantenimiento de las plantas térmicas, la variación de los precios del petróleo y las dificultades de trasladar personal y combustible del IRHE a estas zonas aisladas y de difícil integración al Sistema Nacional de Electrificación, restringe, significativamente, la misión de abastecer de energía eléctrica a estas comunidades. Dentro de este nivel de generación, los beneficios de estas Microcentrales Hidroeléctricas (MCH) no logran justificar los gastos administrativos y de operación de una entidad como el IRHE. Debido a lo anterior, el aspecto más importante que conlleva este tipo de proyecto, es el interés que pueda demostrar la comunidad, ya que, una vez finalizada la obra y puesta en operación, esta fuente pasa a ser propiedad y utilidad exclusiva de sus propios beneficiarios a través de un Comité de Energía que coordina la mano de obra durante la construcción del proyecto y administra la MCH cuando ésta entre en operación. Bajo esta concepción, fueron construidas las microcentrales hidroeléctricas Pueblo Nuevo (50 kW; Veraguas), Buenos Aires (10 kW; Veraguas), La Tronosa (60 kW; Los Santos), La Pintada (30 kW; Los Santos), Entradero de Tijeras (50 kW; Herrera) y El Cedro (35 kW; Herrera). El estudio de factibilidad, diseño final, supervisión de la construcción de todas las obras civiles; la instalación del equipo electromecánico, extensión de las líneas de transmisión y distribución; y el adiestramiento del Comité de Energía y puesta en operación de estas microcentrales fueron realizados por el IRHE. La comunidad aportó la mano de obra y el USAID donó el equipo electromecánico y la tubería de presión (PVC). Con base en la experiencia obtenida en los proyectos anteriores (tecnología aplicada a este nivel de generación), se tuvieron que introducir ciertos cambios en la concepción original: considerar un apoyo térmico complementario a la generación hidráulica de estas microcentrales, con el fin de no tener que limitar la demanda de energía de estas comunidades aisladas durante la estación seca y la institucionalización de Cooperativas Rurales de Electrificación, como estructura administrativa, canal de acceso a las fuentes convencionales de crédito en el país y organismo encargado de proponer actividades productivas comunitarias en que se utilice la energía eléctrica y cuya comercialización de productos sea el medio para pagar la inversión de la microcentral (préstamo blando en lugar de donación).


Teniendo en cuenta estos objetivos, el Instituto Panameño de Cooperativas (I.PA.COOP.) recibió la asesoría de la National Rural Electrification Cooperatives Association (NRECA.), en el sentido de determinar, con base en el inventario del IRHE (40 Proyectos de MCH), aquellas poblaciones aisladas que tuvieran actividades productivas comunitarias que pudiesen optimizarse mediante el insumo de energía eléctrica y que tuvieran la aptitud y la actitud de conformarse en Cooperativas Rurales de Electrificación. NRECA propuso las poblaciones siguientes, beneficiadas con los estudios de MCH del IRHE: Chepo, El Nanzal y Bajo Grande. Con los resultados de la asesoría de NRECA, el I.PA.COOP consiguió del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) una Cooperación Técnica de Corta Duración para entrenar a los funcionarios de esta Institución en la formación de Cooperativas Rurales Multipropósito (incluyen Electrificación Rural) y adiestramiento, a los profesionales del IRHE, en la Evaluación, Diseño y Supervisión de Construcción de Microcentrales Hidroeléctricas. Todo lo anterior enfocado al caso de Bajo Grande (incluyó la actualización del Estudio de Factibilidad de la MCH Bajo Grande, con base en este nuevo concepto). Esta cooperación técnica fue realizada de octubre a noviembre de 1986. Los resultados de esta cooperación técnica se reflejaron en la Cooperativa Rural Multipropósito Bajo Grande (en formación), Estudio de Factibilidad de Elaboración de Panela y Torrefacción de Café y Revisión y Actualización del Estudio de Factibilidad de la Microcentral Hidroeléctrica Bajo Grande (en esta actualización se consideró la demanda de energía eléctrica de estas dos actividades económicas). La segunda fase de esta cooperación (ejecución del proyecto) fue suspendida en el año 1988, debido a la situación política del país en aquel año. Posteriormente, este proyecto fue recomendado por el IRHE, a través del Departamento de Análisis Energético, como proyecto prioritario, en el Programa de Fuentes Alternas de Energía IRHE-Universidad Tecnológica de Panamá (U.T.P.).


CUADRO 5.1-1

CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LOS PROYECTOS MICROCENTRALES HIDROELÉCTRICAS

Proyecto Recurso

Hidráulico Corregimiento Distrito Caída

neta Caudal

máx. m3/s

Caudal diseño m3/s

Caudal mín. m3/s

Capacidad kW

Diámetro plg

Longitud m

Construcción Comienzo

Construcción Final

Casas Costo Total

Quema La Canoa Mogollón Macaracas 32 11.8 .100 0.030 20 8 150 20 61 200 Mogollón Los

Sánchez Mogollón Macaracas 60 5.5 0.50 0.015 20 8 400 20 54 600

Camutal La Palma Cuanico Tonosí 57 7.8 0.060 0.018 25 10 1240 60 86 900 Chepo Mariato Chepo Las Minas 41 3.0 0.165 0.030 50 15 320 30 111 800

El Cortezo Maria Prieto

El Cortezo Tonosí 35 31.0 0.275 0.065 60 15 575 45 156 000

Oria La Palma Los Asientos Pedasí 11 20.5 0.250 0.050 20 15 85 25 65 270 Aguas

Blancas Chorrera El Coco Penonomé 10 91.9 .325 0.125 20 15 130 20 72 660

Aguabuena La Pita Cañas Tonosí 22 25.5 0.300 0.100 50 15 600 60 125 000 Guarumal Risagua Cerro Largo Ocú 33 4.0 0.175 0.025 40 12 480 40 95 860 Los Valles Coritilla Los Valles Cañazas 29 36.2 0.170 0.170 30 15 675 50 103 860 Los Llanos Cuay El Cuay Santa Fé 37 32.5 0.130 0.270 35 12 620 70 77 100

Alto de Jesús

Cañacilla El Prado Las Palmas 43 5.4 0.100 0.032 30 10 125 70 61 300

Alto Ortiga Camarón Calovebora Santa Fé 60 10.5 0.200 0.070 30 10 280 35 72 500 Chichica Barrero Chichica Tolé 30 13.9 0.200 0.135 40 12 115 90 71 000

San Juanito San Juan La Soledad Soná 25 14.0 0.220 0.050 40 15 390 39 105 400 Bajo Grande Bejuco El Cope Ola 38 17.5 0.275 0.150 75 15 178 110 122 650

El Cope Corona El Higo San Carlos 13 40.2 0.300 0.100 30 15 306 25 92 150 El Nanzal El Nanzal Cativé Soná 1.9 10.7 0.225 0.025 25 15 300 30 59 970

El Rascador Gudeo Los Llanos Ocú 25 2.9 0.150 0.025 25 12 425 30 69 362 Guzman Qda. Los

Valles Guzman Natá 24.9 39.2 0.150 0.050 25 15 125 30 151 650

El Toro Rio Tebario El Toro Las Minas 12.8 29.9 0.300 0.050 25 15 600 30 86 525 Playón Chico

Rio Alligandí

Allígandí No2 Comarca de San Blas

27.25 40 0.250 0.150 70 15 108 208 142 090

Olivera Rio Olivita

Flores Tonosí 13.3 96.6 0.300 0.100 30 15 140 22 63 035

El Retiro Río Farallón

El Retiro Antón 8.8 6.38 0.350 0.140 2OH 25T 15 700 70 120 480

Panamaes Qda. Barniz

San Marcelo Cañazas 29.5 50.8 0.300 .150 65 15 278 70 150 150

Pitaloza Arriba

Rio Tebario

La Pitaloza Los Pozos 24.0 38.7 0.220 0.130 40 15 620 78 126 200

Tolú Abajo Rio Tolú Bajo Cuera Macaracas 12.5 65.1 0.300 0.150 25 15 840 40 124 660 Aguacatal Rio Las

guías Calobre El Potrero 22.7 32.8 0.300 0.100 50 15 600 46 114 720

La Estancia Qda. Las Marcelas

El Cocla Calobre 43.8 24.2 0.100 0.050 30 10 460 40 98 300

Hato Chami Cuvíbora Hato Chami Remedios 28.0 1.8 0.370 0.370 75 15 400 60 160 705 El Guabino Río Tole Las Lajas Tole 45.5 46.2 0.110 0.052 40 15 812 30 140 051

Río Teta Río Teta La Laguna Chame 37.15 45.0 0.200 0.100 50 15 500 30 131 200 Corozal Río

Seguidol Corozal La Palma 16.27 166.0 0.400 0.200 50 15 425 40 144 570

5.2 Factibilidad de otorgar condiciones especiales Es factible establecer condiciones especiales para promocionar proyectos de minicentrales hidroeléctricas. Una de este tipo es el “Decreto Ley nº 267-98” emitido por Honduras para energía producida con recursos naturales. Una copia está incluida como documento de soporte 5.2-1. SNC-Lavalin no recomienda condiciones especiales.


5.3 Los esquemas desarrollados en otros países Gran parte de los países desarrollados y en vías de desarrollo con recursos hidroeléctricos tienen mini y microcentrales hidroeléctricas en servicio. Se encuentran disponibles y en uso muchos arreglos diferentes:

• Aprovechamiento por parte del sector privado donde el producto de la central es vendido a una empresa de servicios eléctricos a los precios estipulados por el Gobierno.

• Aprovechamiento por parte del sector privado donde el producto de la central es vendido a los usuarios finales bajo la supervisión de una autoridad reguladora.

• Aprovechamiento por parte de las empresas de servicios eléctricos para suministrar electricidad a las comunidades aisladas

Se realizó un inventario de los sitios y estos resultados están disponibles para las empresas de servicios de electricidad y cualquier promotor privado que tenga interés en el suministro de energía. Un ejemplo específico que puede ser de interés en Panamá es el caso de los aprovechamientos de mini y microhidroeléctricas en el Reino de Bhután. Este es un país pequeño en los Himalayas con muchas villas aisladas y un potencial hidroeléctrico significativo en términos de proyectos hidroeléctricos grandes y pequeños. Con el fin de proporcionar energía eléctrica a algunas de estas villas aisladas, el Gobierno ha adoptado un programa con los componentes siguientes:

• el Gobierno de Japón, a través de su agencia para el desarrollo, ha proporcionado para el suministro y construcción de varios proyectos de mini y microhidroeléctricas de diseño simple, virtualmente estándar.

• estas centrales sirven a una villa • a un residente de la villa (usualmente el equivalente al alcalde) se le ha dado la

responsabilidad de suministrar energía desde la central a la villa. Es su responsabilidad operar las centrales (lo cual usualmente consiste solamente en encender la central en la mañana y apagarla en la noche). Asimismo, colecta una tarifa de los habitantes de la villa, que es usada como paga para su salario, reparaciones (ver más adelante) y cualquier costo de operación (que son virtualmente cero).

• si hay una interrupción, el operador es responsable de enviar un mensaje al Departamento de Energía (la empresa nacional de electricidad) quien enviará un equipo para reparar la central y el equipo asociado. Los cargos por dicho trabajo son nominales.

• Se espera que el Departamento de Energía inspeccione las centrales una vez al año. ETESA está realizando una actualización de los estudios del potencial hidroeléctrico, los que resulten de buen potencial podrían justificar estudios adicionales o de prefactibilidad que faciliten o promuevan su desarrollo.


5.4 Plan de Investigación Las minicentrales hidroeléctricas son tecnologías probadas, generalmente son ecológicas y pueden promover los objetivos sociales de un país asisténdole en electrificación rural. Estas características son atractivas para muchas agencias de financiamiento. Tal como se mencionara anteriormente, el Global Environmental Facility puede estar disponible para cubrir el incremento en costos entre la opción de menor costo y la opción “limpia” o “verde”. Además, varias agencias bilaterales de financiamiento, cuyo principal objetivo es el alivio de la pobreza, pueden considerar que las minicentrales hidroeléctricas usadas para electrificar villas remotas impulsarían a mejorar la actividad económica en el área y, en consecuencia, la reducción de la pobreza en el área. Debido a que estas centrales generalmente se ubican lejos de la red y a menudo cerca de pequeños centros poblados, los costos pueden ser compartidos entre el Ministerio responsable de electrificación rural, en el caso de Panamá el Fondo de Inversión Social que depende del Ministerio de la Presidencia, el Ministerio responsable de desarrollo económico (MEF) y el Ministerio responsable de desarrollo urbano. Dicho enfoque de repartición de costos también proporcionaría el beneficio de una coordinación más cercana para el desarrollo de otras obras de infraestructura como caminos, instalaciones para salud e instalaciones para educación. Por lo tanto, el Ministerio de Economía y Finanzas podría investigar las posibilidades de ayuda desde varias agencias donantes a partir de la perspectiva de reducción de la pobreza (como opuesto a la simple “electrificación”). La Agencia Canadiense para el Desarrollo Internacional (ACDI) y el Departamento para Desarrollo Internacional de Gran Bretaña son dos agencias bilaterales cuyo mandato incluye enfocarse en la reducción de la pobreza.


CUADRO 5.4-1

INVENTARIO DE MICROCENTRALES HIDROELÉCTRICAS

(1 kW a 100 kW)

FECHA: 16 de noviembre de 1999

PROYECTO / PROVINCIA RÍO CAUDAL DISEÑO CAÍDA CAPACIDAD

NIVEL DE ESTUDIO O MAX. APROV. APROVECHABLE INSTALABLE

m3 /s m kW

QUEMA LOS SANTOS LA CANOA 0.10 32.00 20.0

MOGOLLON LOS SANTOS LOS SANCHEZ 0.50 60.00 20.0

CAMBUTAL LOS SANTOS PALMA 0.06 57.00 25.0

CHEPO HERRERA MARIATO 0.17 41.00 50.0

EL CORTEZO LOS SANTOS MARIO PRIETO 0.28 35.00 60.0

ORIA LOS SANTOS LA PALMA 0.25 11.00 20.0

AGUAS BLANCAS COCLE CHORRERA 0.33 10.00 20.0

AGUABUENA LOS SANTOS LA PITA 0.30 22.00 50.0

GUARUMAL HERRERA RISAGUA 0.18 33.00 40.0

LOS VALLES VERAGUAS CORITILLA 0.17 29.00 30.0

LOS LLANOS VERAGUAS CUAY 0.13 37.00 35.0

ALTO DE JESUS VERAGUAS CAÑACILLA 0.10 43.00 30.0

ALTO ORTIGA VERAGUAS CAMARON 0.20 60.00 30.0

CHICHICA CHIRIQUI BARRERO 0.20 30.00 40.0

SAN JUANITO VERAGUAS SAN JUAN 0.22 25.00 40.0

BAJO GRANDE COCLE BEJUCO 0.28 38.00 75.0

EL COPE PANAMÁ CORONA 0.30 3.00 30.0

EL NANZAL VERAGUAS EL NANZAL 0.23 1.90 25.0

EL RASCADOR HERRERA GUDEO 0.15 25.00 25.0

GUZMÁN COCLE QDA LOS VALLES 0.15 24.90 25.0

EL TORO HERRERA TEBARIO 0.30 12.80 25.0

PLAYON CHICO SAN BLAS ALLIGANDI 0.25 27.25 70.0

OLIVITA LOS SANTOS OLIVITA 0.30 13.30 30.0

EL RETIRO COCLE FARALLON 0.35 8.80 20H + 25T

PANAMAES VERAGUAS BARNIZ 0.3 29.50 65.0

PITALOZA ARRIBA HERRERA TEBARIO 0.22 24.00 40

TOLU ABAJO LOS SANTOS TOLU 0.30 12.50 25

AGUACATAL VERAGUAS LAS GUIAS 0.30 22.70 50

LA ESTANCIA VERAGUAS QDA LAS MARCELAS 0.10 43.80 30

HATO CHAMI CHIRIQUI CUVIBORA 0.37 28.00 75

EL GUABINO CHIRIQUI TOLE 0.11 45.50 40

RIO TETA PANAMÁ TETA 0.20 37.17 50COROZAL VERAGUAS SEGUIDUL 0.40 16.27 50


6 ESTRATEGIAS PARA PROMOVER EL APROVECHAMIENTO DE LOS RECURSOS NATURALES RENOVABLES

Esta sección del estudio trata, tal como se describe en los términos de referencia,la “Determinación de medidas específicas a implementar para promover el desarrollo exitoso de los recursos hidroeléctricos y fuentes renovables por parte del sector privado con su cronograma de implementación, incluyendo un análisis pormenorizado del alcance y los efectos económicos, fiscales, sociales y jurídicos correspondientes, y los beneficios a lograrse para la población.” Esta sección se concentra en la parte de energía renovable. En esencia, la cuestión es determinar si el aprovechamiento de los recursos proporcionará beneficios, y en caso de hacerlo, cómo podría asistir a dicho aprovechamiento de manera que estos beneficios puedan ser obtenidos. Las Secciones 2, 3, 4 y 5 brindan un perfil de los recursos identificados. El límite superior teórico de la construcción de nuevas plantas no puede ser definido pues depende no sólo de la viabilidad económica de los proyectos sino también de los mercados, manejo del riesgo de seguridad, y hasta dónde los beneficios secundarios pueden ser cuantificados y percibidos etc. 6.1 Beneficios externos Si bien el propósito del aprovechamiento de los recursos naturales renovables es generar electricidad, estos también generan impactos ambientales y en la sociedad, que pueden ser significativos (positivos y negativos). Estos impactos se refieren a externalidades, y usualmente no se les toma en cuenta en la evaluación o promoción de un proyecto eléctrico. En consecuencia, el precio de mercado para la electricidad proveniente de las centrales no proporciona un escenario completo de la operación de la central. Estas externalidades se relacionan, principalmente, con los beneficios ambientales, que no son reembolsados y beneficios sociales en términos de empleo (directo e indirecto). En el caso de daños o beneficios la parte afectada es usualmente el público en general. También se pueden considerar grandes beneficios externos como los “no beneficios” de centrales térmicas que son evitadas por la construcción de una central que usa energía renovable. Los beneficios y costos tendrán lugar en las etapas de construcción y operación de la vida del proyecto. Los impactos pueden ser globales (principalmente uso de energía y contaminación atmosférica) o local (como impactos en el área del proyecto). A continuación se señalan algunos de estos:

T:\014519\7000\406\InfFinal\rt0102final.doc 6-1 2001-12-07

Ambientales Los aspectos positivos incluyen la provisión de energía renovable, y por lo tanto evitar el consumo de combustible así como la eliminación o desplazamiento de contaminantes o CO2 . Lo segundo puede ser considerado como un costo evitado más que como un beneficio. Empleo Las centrales eólicas, geotérmicas y minicentrales hidroeléctricas proveerán empleo directo durante su construcción, sin embargo, se podría proporcionar empleo secundario si es posible el riego, y para instalaciones de recreación y turismo. Caminos y acceso Se requiere una infraestructura adicional de caminos para la construcción y mantenimiento de proyectos eólicos, geotérmicos y de minicentrales hidroeléctricas. Esto se convierte en beneficio para el público. Comentarios Es muy difícil estimar los efectos externos en términos económicos, sin embargo, lo que es más importante es que no hay mecanismos establecidos para que los generadores paguen los costos externos o que se les reembolse por los impactos positivos. 6.2 Retos que enfrenta el aprovechamiento de los recursos naturales renovables Se ha contemplado que la generación futura de Panamá será proporcionada por inversionistas privados. En consecuencia, la viabilidad de nuevos aprovechamientos, utilizando recursos naturales renovables, debe ser considerada en términos de los factores y entorno que puedan afectar la decisión de un inversionista privado. Los factores que pueden afectar la decisión de un inversionista privado de continuar adelante con un proyecto pueden ser clasificados en tres grupos:

• La viabilidad directa financiera o económica de un proyecto, normalmente medida por una tasa estimada alcanzable de retorno.

• El riesgo asociado con la inversión, en términos de la seguridad juridica.

• Los riesgos del proyecto en términos del costo de construcción e incertidumbre respecto a la disponibilidad de los recursos (horas de luz solar, horas de viento adecuado, cantidad y temperatura de fluido geotérmico y cantidad y variabilidad de caudales de agua) así como de los ingresos.

Los costos de un proyecto eólico, solar, geotérmico o de minicentral hidroelectrica son cargados marcadamente al inicio, de manera que el costo total del proyecto está incluido en los costos iniciales de construcción, y los costos variables futuros de operación son mínimos. Haciendo una comparación, los costos variables de una planta térmica (operación y mantenimiento, y


combustible) constituirán alrededor de la mitad de los costos totales de generación. Esto presenta problemas en la provisión de un esquema de financiamiento que no resultará en flujos de desembolsos significativamente negativos durante los primeros 10-15 años cuando el préstamo esté siendo pagado. La construcción de un proyecto puede ser detenida por la población afectada por el proyecto, si no se ha contemplado los intereses de los afectados. Esto requiere de dos componentes - que el proceso regulador del medio ambiente a través de la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental correspondiente, proporcione protección a la población que puede ser afectada por la construcción de un proyecto, y en segundo lugar, que estos procesos sean aplicados idoneamente, tomando en cuenta a los poblados afectados. .No obstante, más allá de estas cuestiones directas, existen algunos aspectos sobresalientes que pueden afectar la viabilidad de su desarrollo por parte del sector privado. Estos incluyen lo siguiente: Marco regulador: el aspecto encontrado por COPE y el ERSP en Panamá, así como en otras partes, es que el marco regulador no favorece el desarrollo de los proyectos utilizando recursos naturales renovables en un ambiente de mercado. Participación de la empresa ETESA: La empresa de transmisión ETESA no debe ser un participante en el desarrollo de proyectos. Según la Ley No 6 de 3 de febrero de 1997 en el artículo No 79 acápite No 5 se establece que ETESA debe realizar los estudios básicos necesarios para identificar posibilidades de desarrollo de fuentes renovables. Al realizar los estudios preliminares e investigaciones de campo, la empresa de servicios proporciona una situación más favorable al promotor, al reducir los costos iniciales y los plazos de ejecución del proyecto, tal como se señalara anteriormente. Contratos de compra venta de energía: aún si el proyecto va a ser construido por un gran promotor, el promotor necesitará reducir los riesgos de ingreso. En consecuencia, un contrato de compra venta de energía de largo plazo sigue siendo un factor importante dentro de la decisión de seguir adelante con el proyecto. Financiamiento: El promotor debe obtener financiamiento de largo plazo. El financiamiento de de proyectos con fuentes de recursos naturales renovables es difícil en comparación con el térmico, debido a su bajo contenido de equipo foráneo, el cual normalmente puede ser financiado a través de créditos del proveedor.


Una solución es encontrar financiamiento en el sector multilateral, con el apoyo de las agencias de financiamiento internacional tales como la Corporación Financiera Internacional (International Financial Corporation - IFC) del Banco Mundial, tal como se está dando para el proyecto hidroeléctrico Estí que actualmente se encuentra en construcción. Competitividad: Los costos totales de un proyecto que utiliza los recursos naturales renovables son incurridos casi en su totalidad durante el inicio de la construcción. Mientras que el costo de inversión de una planta térmica es mucho menor ($800/kW versus $1,500 - $2,000) y el costo de combustible representa el 50% de los costos variables, donde éste se traspasa indexado a las tarifas disminuyendo el riesgo. Además, el período de construcción de una planta térmica es de 1 a dos años, versus 3 a 4 años para una hidroeléctrica, lo cual conlleva a más intereses durante el período de construcción. También se puede hacer notar que una planta térmica se puede ubicar cerca del centro de carga donde la tarifa de transmisión es mucho menor, mientras que los recursos renovables generalmente están muy apartados del centro de carga y requieren construir líneas largas de conexión al sistema de transmisión y pagar peajes altos. Implementación: La práctica general de los promotores privados es construir proyectos sobre una base de ingeniería, suministro, construcción o EPC (engineering, procurement, construction). Esto incrementa el costo de las obras civiles. El propósito es aislar al promotor de los riesgos de los sobre costos de construcción, sin embargo, el promotor todavía puede ser responsable de información provista a un contratista, y el contratista incluirá los márgenes de riesgo en sus costos. 6.3 Incentivos para la generación que aprovecha de los recursos naturales renovables Antecedentes En marzo del 2001 se presentó a debate un proyecto de ley para dar un régimen de incentivos para el fomento de centrales de generación eléctrica para el aprovechamiento de fuentes nuevas y renovables de energía. El objetivo de esta ley es promover el uso de los recursos renovables para la producción de energía eléctrica, y por medio de ello reducir los impactos en el ambiente y la dependencia de combustibles importados. Dicha ley cubriría todos los tipos convencionales y nuevos de recursos renovables, sin embargo, por razones prácticas de factibilidad y costo, y la contribución potencial a la generación total del país, los principales objetivos serían centrales hidroeléctricas, y de energía eólica.


Comentarios generales Aunque hay temas específicos asociados con cada tipo de generación que afectan el interés de los inversionistas, tales como altos costos iniciales y largos plazos de entrega antes de la operación comercial, la tendencia actual hacia las centrales térmicas refleja el hecho de que los verdaderos beneficios para la sociedad por el uso de fuentes renovables y generación local no se ven reflejados en los precios por dicha energía. Es fundamental que los costos y beneficios ambientales y sociales estén propiamente internalizados para todas las fuentes de energía. Muchos esquemas para incentivar el aprovechamiento de los recursos renovables tratan de contrarrestar el desequilibrio en precios entre los costos reales, los beneficios y los costos directos con alguna forma de incentivos fiscales, entre otros, tales como los propuestos en el proyecto de ley sobre incentivos. Sin embargo, las estrategias para fomentar el aprovechamiento de las energías renovables también deberían fijar como objetivo igualar las oportunidades para los inversionistas en generación térmica y energía renovable, como por ejemplo vía la aplicación de mecanismos para reducir el riesgo, costos iniciales (front end costs) y plazos para entrega que son requeridos para estudios de definición del proyecto para energía renovable tales como centrales hidroeléctricas, eólicas, etc. Estrategias identificadas Las estrategias identificadas incluyen los conceptos siguientes:

• Fomentar la disponibilidad de financiamiento de largo plazo a bajo costo de fuentes internacionales, incluyendo Agencias de Crédito para la Exportación (ECA - Export Credit Agencies), y a través de mecanismos de ampliación del crédito como los provistos por el Riesgo Parcial del Banco Mundial (World Bank Partial Risk) y Garantías de Crédito Parciales (Partial Credit Guarantees).

• Aplicación adecuada de los créditos de CO2 equivalentes mediante el apoyo del Estado.

• Asegurar que el mercado desregulado permita al proyecto de energía renovable ser financiado con pactos de compraventa de energía de largo plazo.

• Asegurar que los proyectos preparados para el financiamiento privado hayan sido adecuadamente preparados con anticipación por el sector público, basados en estudios técnicos básicos e investigaciones de sitio, para reducir el riesgo y plazos de entrega para su implementación.


Los temas claves son que el aprovechamiento de los recursos naturales renovables requiere acceso a financiamiento de largo plazo a través de un contrato de compra venta de energía y disponibilidad de información suficiente del proyecto para permitir que las decisiones sean tomadas sin llevar a cabo varios años de investigaciones antes de que se tome una decisión de inversión. Una solución potencial, para implementar una política energética que resulte en uso suficiente de recursos locales renovables para proveer estabilidad en los costos futuros de electricidad, consiste en promover la legislación adecuada que permita el desarrollo de los recursos renovables en un ambiente de mercado, internalizando los beneficios de estas fuentes energéticas y respetando la seguridad juridica. 6.4 Estrategias adicionales Aunque las principales barreras para un aprovechamiento hidroeléctrico, eólico u otros, son el financiamiento, junto con los altos costos iniciales (front end costs), y el manejo del riesgo, existe una serie de otras iniciativas que pueden aplicarse. 1. Política nacional de promoción El Estado puede hacer las adecuaciones en la legislación vigente para promover este tipo de energías respetando la seguridad jurídica para viabilizar las inversiones futuras. 2. Estudios preliminares. Tal como se refiriera anteriormente, ETESA por la Ley 6, debe llevar a cabo los estudios preliminares para determinar el potencial de los sitios (estudios básicos). Además, el Estado puede emprender programas para la recolección de información básica: (hidrología, geología) etc. Con base en estos resultados, la empresa promotora puede seleccionar los sitios que desea aprovechar y emprender los estudios de preparación del proyecto, incluyendo las investigaciones de campo. 3. Convenios internacionales El Estado al ser signatario de los acuerdos internacionales para la reducción de emisiones (carbono) CO2 equivalente, como el Protocolo de Kyoto, debe aprovechar al máximo el mercado de los créditos internacionales de carbono para financiar proyectos de energías renovables.


4. Tratamiento no discriminatorio Eliminar las barreras arancelarias o impositivas directas o indirectas, que se hacen a los insumos requeridos por los proyectos renovables. Un ejemplo, la exoneración de impuestos a los combustibles que se utilizan para la generación de electricidad, esto es un trato discriminatorio, por que no hay una medida similar para los proyectos renovables. 5. Promoción y Apoyo Crear una sola instancia para orientar a los inversionistas con respecto a los trámites, estableciendo de antemano el tiempo en el cual cada oficina debe dar respuesta a las solicitudes presentadas. Se debe proveer información que facilite al inversionista desarrollar los proyectos: sitios potenciales, fuentes de financiamiento, proveedores de equipo, etc, a través del Internet, entre otros medios, digitales y/o escritos. 6. Discriminación por tamaño y conexión Establecer procedimientos especiales mucho más simples y de menor costo para proyectos de pequeño tamaño y/o proyectos no conectados al sistema interconectado. 6.5 Barreras existentes y medios para superarlas A continuación se encuentra una tabulación de barreras identificadas en el aprovechamiento de recursos naturales renovables. Este cuadro también muestra varias soluciones que han sido intentadas en diferentes países y las sugerencias de SNC-Lavalin con respecto a la mitigación o retiro de esas barreras. Existen barreras que son más importantes en el desarrollo de proyectos que serán conectados a la red y otras que son más importantes para aquellos en áreas rurales o sistemas aislados. Por esta razón, el cuadro está dividido en dos componentes.


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estrategia y plan de promoción y desarrollo de recursos naturales

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