Energías Renovables en Ecuador

ENERGÍAS RENOVABLES EN EL ECUADOR SITUACIÓN ACTUAL, TENDENCIAS Y PERSPECTIVAS

Cuenca, Diciembre de 2015

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

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

Impreso en Cuenca - Ecuador

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

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

/ Contenido Sobre los organizadores/editores del libro

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Lista de autores y breve biografía

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Prefacio

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

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

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

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

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CONTENIDOS

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

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

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

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CONTENIDOS

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

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

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

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

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

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

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

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

SOBRE LOS AUTORES

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

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

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

SOBRE LOS AUTORES

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

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

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Prefacio

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

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

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

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

1.1 / Introducción

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

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

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

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

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

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

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POLÍTICAS PARA LA PROMOCIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN EL ECUADOR

Antonio Barragán, Juan Leonardo Espinoza

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

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

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

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

•

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

• La elección de las tecnologías convencio-

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

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

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

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

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Antonio Barragán, Juan Leonardo Espinoza

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

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

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

Mecanismo

Tipo*

Price Setting and Quantity Forcing Policies (precio y cantidad)

Tarifa regulada Objetivos nacionales Mecanismos de mercado

R, I R, I R, I

Cost Reduction Policies (reducción de costos)

Incentivos financieros

I

Public Investments and Market Facilitation Activities (inversión pública)

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

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

I R I

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

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

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

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POLÍTICAS PARA LA PROMOCIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN EL ECUADOR

Antonio Barragán, Juan Leonardo Espinoza

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

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

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

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

1.2.2.3 / Inversión Pública

c) Información y Prospección de Localidades

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

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

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

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

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

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

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

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

I

POLÍTICAS PARA LA PROMOCIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN EL ECUADOR

Antonio Barragán, Juan Leonardo Espinoza

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

1961

HITO

MECANISMO

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

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

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

1996

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

Objetivos nacionales Mecanismos fiscales

1998

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

Objetivos nacionales

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

Fomento a la inversión pública

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

Mecanismos de mercado

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

1998

2000

2000

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

Tarifa regulada

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

9

1998

2000 AÑO

1961 2000

2001

1996

2002

2002

1998

2004

1998

2004 2000

10 2000

2006

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

Mecanismos de mercado MECANISMO

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

Tarifa regulada

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

Objetivos nacionales

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

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

Objetivos nacionales Mecanismos fiscales Objetivos nacionales

Tarifa regulada

Objetivos nacionales Objetivos nacionales Fomento a la inversión pública

Tarifa Regulada Mecanismos de mercado

Tarifa regulada Objetivos nacionales

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

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

1961 2006

2006

1996

2006

1998 2007

1998

2007

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

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

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

2000

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

2000 2008

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

2008

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

Objetivos nacionales

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

Tarifa Regulada

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

Objetivos nacionales Mecanismos de mercado

Tarifa Objetivos regulada nacionales

Fomento a la inversión pública

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

11

2007

AÑO

2008 1961

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

Objetivos nacionales

2008

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

Fomento a la inversión pública

2008

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

Fomento a la inversión pública

1996

Objetivos nacionales Mecanismos fiscales

2008

Estudio sobre Matriz Energética del Ecuador , Mayo de 2008

Objetivos Nacionales

2009

Decreto Ejecutivo 1815, 1 de Julio de 2009

Mecanismo de mercado

2009

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

Objetivos nacionales

1998

2009

1998

2000 2010

12 2000

2011

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

Objetivos nacionales

Objetivos nacionales Fomento a la inversión pública

Mecanismos de mercado Incentivos Tributarios

Tarifa regulada

Tarifa Regulada

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

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

1961 2011

2012

1996

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

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

Tarifa Regulada

Investigación y desarrollo

Objetivos nacionales Mecanismos fiscales

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

1998 2013

2013 1998

2000

2013 2000

2014

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

Objetivos nacionales

Objetivos Objetivos nacionales nacionales

Fomento a la inversión Tarifa pública regulada

Mecanismos de mercado

Objetivos Tarifa Nacionales regulada

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

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

2013.

2013

AÑO

1961 2014

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

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

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

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

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0161/00. 27 de Septiembre de 2000.

Reglamento ambiental para actividades

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

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POLÍTICAS PARA LA PROMOCIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN EL ECUADOR

Antonio Barragán, Juan Leonardo Espinoza

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

2000

2002

2004

AÑO 2006

2011

2013

2014

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

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

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

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Ver gráfico a color / pag. 409

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

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

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

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

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

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

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

1.3.2 / Reducción de Costos

1.3.3 / Inversión Pública

a) Incentivos Financieros

a) Desarrollo de Proyectos desde el Estado

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

den variar significativamente, degradando la calidad de energía, o poniendo en peligro al equipamiento de la red. En el caso ecuatoriano, como se plasma en la Tabla 1.2, desde finales de la década de 1990 se ha ido conformando una serie de disposiciones que han permitido incrementar la generación con tecnología renovable. En la Figura 1.4 se indica la potencia renovable instalada, hasta el año 2013, así como las expectativas que se tienen al año 2021. En la Figura 1.5 se puede observar que el incremento de las ER con fines eléctricos ha sido primero con la puesta en funcionamiento de centrales hidroeléctricas (potencias a 5.000 K). ** El rendimiento luminoso o eficacia luminosa de una fuente de luz mide la parte de energía eléctrica que se usa para iluminar y se obtiene dividiendo el flujo luminoso emitido por la potencia eléctrica consumida. La unidad es lúmenes por vatio (lm/W).

propia, que en varios temas han sido adaptaciones a normas internacionales13.

240

En el aspecto operativo, el MEER busca que los sistemas de alumbrado cuenten con criterios de eficiencia energética desde la fase de diseño, a fin de seleccionar los equipos idóneos para cada aplicación, a más de cuantificar los costos de operación y mantenimiento durante la vida útil del sistema. Se considera que la instalación más eficiente es aquella en la que se conjuga la eficiencia de las lámparas y equipos auxiliares con una gestión de la operación y mantenimiento que garanticen la seguridad vial, de los peatones y la propiedad. La Tabla 5.6 muestra las características de las lámparas que se instalan comúnmente en las distintas aplicaciones, incluido el alumbrado público.

13 Ing. Santiago Pulla, Departamento de Alumbrado Público, CENTROSUR, comunicación personal, febrero 2014

Una de las iniciativas más importantes en este campo en el país, es el convenio firmado entre el MEER y la Corporación Nacional de Electricidad–CNEL, para la sustitución de 65.000 luminarias de vapor de mercurio por luminarias de vapor de sodio e inducción en el área de concesión de la CNEL, a fin de disminuir el consumo de energía eléctrica en el alumbrado público. La Empresa Eléctrica Pública Estratégica Corporación Nacional de Electricidad CNEL EP está conformada por diez Unidades de Negocio ubicadas principalmente en las provincias de la costa ecuatoriana, y ofrece el servicio de distribución eléctrica a un total de 1,25 millones de abonados, abarcando el 30 % del mercado de clientes del país (CNEL, 2014). Hasta agosto del año 2013, el avance del proyecto era de cerca del 95 %, con 61.600 luminarias sustituidas (MEER, 2013c). Una vez concluido el mismo, se ha estimado una disminución de potencia y energía de 5,5 MW y 23.800 MWh/año, respectivamente, con una inversión que supera los 10 millones de dólares (Albornoz-MEER, 2012).

V EFICIENCIA ENERGÉTICA Y AHORRO DE ENERGÍA EN EL ECUADOR Juan Leonardo Espinoza, Paúl Martínez

Iniciativas similares de sustitución de luminarias de alumbrado público por otras de mejores prestaciones y menor consumo de energía se vienen implementando en el resto del territorio ecuatoriano, desde las diferentes empresas eléctricas de distribución, en coordinación con el MEER. Estos proyectos no solo implican sustitución de luminarias sino incremento en el número de las mismas, en zonas que antes no contaban con el servicio de alumbrado público como vías, zonas rurales, etc. Por ejemplo, la Empresa Eléctrica Regional CENTROSUR, en julio de 2012, conformó el Departamento de Alumbrado Público, con el fin de gestionar de manera óptima todo lo referente a este tema, cumpliendo con la normativa creada para el efecto. La CENTROSUR es una de las compañías de distribución y comercialización de energía eléctrica que operan en el Ecuador y cuya área de concesión incluye a las provincias de Azuay, Cañar y Morona Santiago. Según el catastro de alumbrado público a diciembre de 2013, la CENTROSUR contaba con 94.512 luminarias, habiendo crecido un 10.7 % respecto del año 2012; casi la totalidad del crecimiento correspondía a luminarias de vapor de sodio de alta presión con doble nivel de potencia (150W y 250W)14 De todas las luminarias instaladas hasta el 2013 por la CENTROSUR, aproximadamente el 5 % era alumbrado ornamental (plazas, monumentos e iglesias), el 66.5 % de luminarias estaban instaladas en áreas urbanas de los diferentes cantones y sus vías de acceso, en tanto que el 28.5 % restante correspondían a vías de tercer orden (sector rural). Asímismo, el 35.7 % de luminarias eran de doble nivel de potencia, lo cual responde a una política de ahorro energético. Esta gestión proactiva del alumbrado público a cargo de la CENTROSUR, le mereció un importante reconocimiento de la Comisión de Integración Energética Regional – CIER

14

Ibid.

ubicando a la CENTROSUR en PRIMER lugar a nivel nacional y en SEGUNDO lugar entre el grupo de 22 Empresas de Distribución de Latinoamérica y Centroamérica, con menos de 500.000 clientes. A pesar de los innegables avances en la gestión del alumbrado público a nivel nacional, un aspecto a tener presente dentro de estos programas es el relacionado con la denominada “contaminación lumínica”. La contaminación lumínica es la alteración de los niveles de luz natural en el ambiente nocturno, por causa de la introducción de luz artificial (Falchi et al., 2011). Se refiere a la emisión de flujos de luz en zonas o direcciones que no corresponden a las áreas a iluminar, especialmente en dirección al cielo, áreas naturales próximas o en el interior de las edificaciones adyacentes. Esta contaminación es uno de los tipos de degradación ambiental de mayor crecimiento en la actualidad (Falchi et al., 2011). La contaminación o polución lumínica es energía luminosa artificial desaprovechada, causada por un mal diseño de iluminación, que demanda un consumo de energía mayor al necesario y que puede provocar efectos negativos sobre el ambiente (Gallaway et al., 2010).

5.6.6 / Nuevo esquema tarifario Desde julio de 2011, rige en el Ecuador un esquema tarifario de consumo de electricidad que consiste en un incremento gradual para los usuarios residenciales que consumen mensualmente sobre los 500 kWh en la región sierra y los 700 kWh en la costa (en la época de invierno que va de diciembre a mayo). De acuerdo a las cifras manejadas por el Consejo Nacional de Electricidad – CONELEC, el nuevo esquema afectaría a menos del 2.5 % de los clientes residenciales ecuatorianos, cuyo total asciende a 3.4 millones, mientras que el 97.5 % de los usuarios no verán incrementada su planilla. El CONELEC ha estimado que ese 2.5 % de

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

usuarios del sector residencial consume el 18 % de la electricidad destinada a ese sector. A través de la aplicación del nuevo esquema se estima un incremento en la facturación mensual de 4,7 millones de dólares, lo que significa una adecuada focalización fiscal por concepto de subsidios de cerca de 60 millones de dólares al año (CONELEC, 2013). Este esquema no considera incrementos en las tarifas para los sectores comercial e industrial, y tiene como propósito mejorar la eficiencia en el consumo de la energía eléctrica en los hogares ecuatorianos, a sabiendas que existe un subsidio importante del Estado, correspondiente a la denominada “tarifa dignidad” (Ver Figura 5.24). La tarifa dignidad es un subsidio que nace de un criterio de equidad social y establece un valor a pagar de 0.04 dólares por kWh consumido, la mitad del precio promedio a nivel nacional. Esta tarifa se aplica para los usuarios que consumen menos de 110 kWh en la Sierra y 130 kWh en la Costa y Amazonía. En el año 2012, la tarifa dignidad favoreció a más 2,3 millones de consumidores, correspondiente a un subsidio estatal superior a los 47 millones de dólares (CONELEC, 2013). A manera de resumen de esta sección, el resultado esperado al año 2017, al comparar la

demanda proyectada con la demanda intervenida (incluyendo las medidas antes citadas) arroja como resultado el prescindir de 150 MW de potencia adicional (Albornoz-MEER, 2012). Ese valor representa un 4 % de la demanda actual nacional y evitaría invertir al menos 225 millones de dólares en generación (asumiendo una planta hidroeléctrica de 150 MW de capacidad con un costo de inversión de 1,5 millones de dólares por megavatio instalado).

5.7 / Vehículos híbridos y vehículos eléctricos Sin ser un tema específico del sector eléctrico, los programas y proyectos de movilidad alternativa que apunten a reducir las emisiones por uso de combustibles fósiles en la transportación son de alta importancia, pues permiten mejorar la eficiencia de toda la matriz energética. Varias de estas alternativas tecnológicas tienen que ver directa o indirectamente con el uso de la electricidad, por lo que merecen un breve análisis en esta sección. Dentro del cambio de matriz energética que propone el Estado ecuatoriano está el uso de autos eléctricos que se encaminan al cuida-

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Figura 5.24 / Como funciona el nuevo esquema tarifario. Fuente: CONELEC, 2013.

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do del ambiente y al aprovechamiento de la energía eléctrica (de fuentes renovables) en la transportación. La iniciativa de incorporar en el mercado ecuatoriano vehículos alternativos a los convencionales (movidos por diésel o gasolina) no es nueva. En el año 2008, aprobó una norma para introducir autos con tecnología eficiente, basada en incentivos tributarios, tales como la exoneración del Impuestos al Valor Agregado – IVA y del Impuesto a los Consumos Especiales – ICE. Esta medida dio nacimiento a un mercado de vehículos híbridos en el país, a sabiendas que el rendimiento de combustible de un híbrido es de alrededor de 70 km por galón, frente a uno convencional que es de 35 a 50 km por galón. Se llegó a un verdadero ‘boom’ de vehículos híbridos, con ventas que pasaron de 510 unidades en el 2008 a 4.509 en el 2010 (El Universo, 2013). En efecto, a pesar de que los primeros autos híbridos comenzaron a introducirse en el Ecuador en el 2005, para el año

2010 el país era un referente regional en temas de incentivos para la eficiencia energética vehicular (El Comercio, 2014). No obstante, a mediados del 2010, el gobierno decidió ajustar la política de incentivos, argumentando que se estaban importando híbridos de lujo, de alto cilindraje, que no generaban ahorro en el consumo de combustibles (ni reducción de emisiones). Por ello, se resolvió mantener la exoneración a los autos híbridos de hasta 2.000 centímetros cúbicos mientras que el resto paga aranceles que van del 10 % al 35 %, además del Impuesto al Valor Agregado (12 %) y el Impuesto a los Consumos Especiales (del 8 al 12 %, según el modelo del vehículo). Adicionalmente, desde el año 2012 se incluye a este tipo de vehículos dentro de la política de cuotas de importación. Esto redujo la oferta y las ventas se ubicaron en algo más de 500 híbridos en el 2013. El número de marcas “activas” Ver gráfico a color / pag. 421

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Figura 5.25 / Vehículos Híbridos en Ecuador 2008-2012. Fuente: AEADE; www.eluniverso.com (fecha publicación: 2013/05/13)

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que importan estos modelos también se redujo, de más de 10 en el año 2010 a tres o cuatro importantes al 2013, destacándose la presencia de Toyota (Ver Figura 5.25). En los años venideros, el mercado en Ecuador para los vehículos híbridos y la introducción de nuevas tecnologías, como los autos eléctricos o a hidrógeno-celdas de combustible, dependerán en buena medida de los incentivos estatales. En el caso de los vehículos eléctricos, parte de esos incentivos es la eliminación del IVA y del ICE para la importación de vehículos terminados y para las piezas  de fabricación. En este sentido, a inicios del 2015, el Comité de Comercio Exterior (COMEX) tomó una resolución sumamente importante para fomentar la utilización de vehículos eléctricos: se bajaron los aranceles al 0 % para la importación de vehículos terminados, con valores de 0 % del I. V.A. y 0 % del I.C.E. (Ministerio Coordinador de Producción, Empleo y Competitividad, 2015). Adicionalmente, en febrero de 2015, el Ministerio Coordinador de Producción suscribió el Convenio Marco para la Promoción, Comercialización y Perspectivas de Fabricación de Baterías y Vehículos Eléctricos en la República del Ecuador, donde las empresas que manejan marcas como Nissan, Renault, KIA y BYD introducirán el vehículo eléctrico en el mercado local y aportarán al desarrollo de la infraestructura, servicio postventa y manejo de las baterías recargables de los automotores. También evaluarán la fabricación local de autos eléctricos para la venta y comercialización, tanto para el mercado local como regional, siempre que el volumen de la demanda así lo justifique. Con ello, el Ecuador busca colocarse entre los cinco países que más promueven esta tecnología en el mundo (Ministerio Coordinador de Producción, Empleo y Competitividad, 2015).

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A partir del segundo semestre de 2015 ya se dispondrá en el mercado ecuatoriano vehículos 100 % eléctricos de las marcas antes citadas. El precio de los autos eléctricos estaría entre 25 y 40

mil dólares (ANDES, 2015). Uno de los beneficios de este tipo de autos radica en que el precio a pagar por la electricidad consumida para cargarlos sería inferior a lo que se paga en la actualidad por combustible. También se trabaja en establecer distintos puntos de carga de vehículos eléctricos, a los que se ha denominado “electrolineras”, mismas que estarán ubicadas en sitios estratégicos de las ciudades (centros comerciales, restaurantes, etc.) y en las carreteras, a distancias establecidas según la autonomía de los vehículos, que va de 200 a 300 km. Sin embargo, en un primer momento se fomentará el proceso de carga en los hogares (ANDES, 2015). En síntesis, la introducción de la movilidad eléctrica en Ecuador busca reducir progresivamente la dependencia en el uso de combustibles fósiles y las emisiones de CO2, a la vez de mejorar la salud de la ciudadanía. También se plantea desarrollar las industrias automotriz y eléctrica locales. El cambio al uso de electricidad en el sector transporte apuntaría directamente a un cambio del consumo de energía en el Ecuador en virtud de que este sector representa el 50 % del total del consumo energético nacional, como se mostró en el punto 5.5 de este capítulo.

5.8 / La importancia de la investigación En febrero de 2012, mediante Decreto Ejecutivo No. 1048, se crea el Instituto Nacional de Eficiencia Energética y Energía Renovable – INER, como un Instituto Público de Investigación – IPI. El objetivo fundamental del INER es generar conocimiento y aportar al desarrollo de la ciencia, mediante el estudio, fomento, innovación y difusión de la eficiencia energética y la energía renovable, promoviendo las buenas prácticas para el uso racional de la energía y la implantación de tecnologías dirigidas al aprovechamiento de fuentes energéticas limpias y amigables con el ambiente (INER, 2013). En materia de eficiencia energética, el INER, en coordinación con instituciones educativas

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y del sector productivo, viene desarrollando diversos proyectos de investigación, entre los que destacan15: • Línea Base de Investigación en Eficiencia Energética en el Sector Transporte

activa de varias universidades y de la sociedad en su conjunto, permite pensar que la eficiencia energética se estaría institucionalizando en el Ecuador, con todas las potencialidades y beneficios que ello conlleva.

• Evaluación de Ciclo de Vida de la Electricidad Producida en Ecuador

5.9 / Del SEP tradicional a las redes (eficientes) del futuro

• Edificios de bajo consumo energético para la “ciudad del conocimiento YACHAY” (Urcuquí, Imbabura).

Para proyectarse al futuro, se debe aprender de las lecciones del pasado. La historia del sector eléctrico ecuatoriano nace a partir de la instalación de las primeras plantas generadoras de electricidad, en Loja y Guayaquil, a finales del siglo XIX. Luego de ello aparecieron pequeñas centrales de similares características en otras ciudades del país como Quito y Cuenca.

Adicionalmente, el INER cuenta con laboratorios disponibles para investigaciones en temas referentes a las energías renovables y la eficiencia energética, y hay otros que están en desarrollo. Por ejemplo, para el año 2014 se implementarán laboratorios para evaluar la eficiencia energética en el alumbrado público y para caracterizar materiales y elementos constructivos para edificaciones sostenibles (INER, 2013). Por otro lado, varias universidades ecuatorianas se encuentran desarrollando, tanto a nivel académico (grado y postgrado) como institucional, proyectos relacionados con la eficiencia energética. Por ejemplo, en la Escuela Politécnica Nacional (EPN) se oferta un programa de Maestría en Eficiencia Energética, en la Universidad de Cuenca otro en Planificación y Gestión Energéticas, mientras que en el campus de la Escuela Politécnica del Litoral (ESPOL) se realizan actividades sostenibles como tratamiento y ahorro de agua, eficiencia energética y empleo de materiales amigables con el ambiente, lo que le ha valido reconocimientos a nivel internacional. (ESPOL, 2013).

Para la década de los años 1950, el servicio eléctrico ecuatoriano se encontraba diseminado en muchas empresas pertenecientes a las Municipalidades del país, con infraestructuras aisladas, limitadas y obsoletas, que solo permitían servir a un 17 % de la población (CENACE-INECEL, 1984).

La importancia que le está dando el Estado a la investigación, desarrollo y difusión de la eficiencia energética, sumada a la participación

El desarrollo del sector eléctrico ecuatoriano, entendido como un sistema integral, puede dividirse en tres etapas sucesivas pero con diferencias importantes. La primera se inicia en 1961, con el Instituto Ecuatoriano de Electrificación (INECEL), cuya vida jurídica se prolonga hasta el 31 de marzo de 1999. Una segunda etapa aparece a partir de la promulgación de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), en octubre de 1996, que transforma el sector, introduciendo reformas importantes, entre ellas la posibilidad de delegar al sector privado la provisión de electricidad. La tercera etapa nace en el año 2008 con la expedición de la “Constitución de Montecristi”, donde el Estado retoma la exclusividad en el manejo de los sectores estratégicos, entre ellos la energía eléctrica.

15 Dr. Andrés Montero, Coordinador General Técnico del INER, comunicación personal, noviembre 2013

Con la creación del Instituto Ecuatoriano de Electrificación – INECEL en mayo de 1961, el

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

sistema eléctrico ecuatoriano toma un giro protagónico en el desarrollo económico y social de la nación. En 1973 se estructura el primer plan maestro de electrificación, cuyo objetivo fundamental era: integrar, normalizar y masificar la cobertura de este servicio (CENACE-INECEL, 1984). La misión del INECEL fue: • Crear un Sistema Nacional Interconectado–SNI, a través de la integración de centrales de generación y una red de transmisión (con un anillo troncal a 230 kV y ramales a 138 kV). • Ejecutar la integración eléctrica regional, a través de la creación de Empresas Eléctricas para la distribución y comercialización de la energía, en sus respectivas áreas de concesión (CENACE-INECEL, 1984).

Durante las décadas de 1970 y 1980, con el “boom” petrolero que vivió el país y un mayor acceso al crédito internacional, se ejecutaron bajo la administración del INECEL, grandes proyectos en las áreas de generación, transmisión y distribución.

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Con la promulgación de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), se segmentan los procesos de la industria eléctrica en generación, transmisión y distribución e incentivando la participación del sector privado. En 1998 se expide la Ley Reformatoria a la LRSE, declarándose la liquidación del INECEL y permitiéndose la constitución de sociedades anónimas de generación y una de transmisión, teniendo estas empresas como principal o único accionista al fondo creado para el efecto, el “Fondo de Solidaridad”. La Constitución de la República del Ecuador vigente desde 2008 establece que el Estado constituirá empresas públicas para la gestión

de sectores estratégicos, la prestación de servicios públicos, el aprovechamiento sustentable de recursos naturales o de bienes públicos y el desarrollo de otras actividades económicas. La norma constitucional dispone que las empresas públicas funcionen como sociedades de derecho público, con personalidad jurídica, autonomía financiera, económica, administrativa y de gestión, con altos parámetros de calidad y criterios empresariales, económicos, sociales y ambientales. En la Constitución de 2008 se elimina el Fondo de Solidaridad y se mantiene la propiedad pública sobre los considerados sectores estratégicos de la economía, entre ellos la electricidad y las telecomunicaciones. Es así que, mediante escritura pública suscrita el 13 de enero de 2009, se constituye la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC S.A, con la fusión de las empresas  HIDROPAUTE S.A., HIDROAGOYAN S.A., ELECTROGUAYAS S.A., TERMOESMERALDAS S.A., TERMOPICHINCHA S.A. y TRANSELECTRIC S.A. En octubre de 2009, se publicó la Ley Orgánica de Empresas Públicas, cuya Disposición Transitoria Segunda establece que el procedimiento de transformación de las sociedades anónimas en las que el Estado, a través de sus entidades y organismos sea accionista único, deberá cumplirse en un plazo máximo de noventa días, contado a partir de la expedición de dicha Ley. La Empresa Pública Estratégica Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC E.P., se creó mediante Decreto Ejecutivo No. 220, expedido el 14 de enero del 2010, la misma que subroga en todos los derechos y obligaciones las de CELEC S.A. e HIDRONACION S.A. Actualmente la CELEC E.P. cuenta con 13 unidades de negocio, 12 de generación y una de transmisión. De la misma forma, el 13 de marzo de 2013, mediante Decreto Ejecutivo Nº 1459, la Corporación Nacional de Electricidad (CNEL) se constituyó en empresa pública estratégica. El mencionado decreto establece que “la CNEL S.A. queda disuelta sin liquidarse y CNEL E.P.

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asume todos los activos, pasivos y en general los derechos y obligaciones, así como las actividades relacionadas con la administración y gestión, en el marco de la Ley Orgánica de Empresas Públicas”. Actualmente, la CNEL E.P. es una Corporación constituida por diez Unidades de Negocio, que operan como áreas administrativas-operativas en las diferentes provincias de la Costa, además de Bolívar y Sucumbíos. En cuanto al resto de las empresas públicas de distribución, éstas se mantienen repartidas a lo largo del territorio nacional, administrando sus aéreas de concesión.

sátil, más segura, más fuerte y más útil a los consumidores (Sioshansi, 2011). Una red inteligente incorpora las características de las TICs para producir información en tiempo real y facilitar una casi instantánea estabilidad de oferta y demanda en la red eléctrica (Shawkat, 2013).

Desde el punto de vista institucional y administrativo, el sector eléctrico ecuatoriano ha sufrido cambios importantes en las últimas décadas. Desde lo técnico-operativo, sin embargo, el Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) actual, que tiene más de 60 años en el Ecuador y fue diseñado como un sistema de una sola vía para entregar la energía generada desde un número limitado de grandes centrales a los centros de carga, empieza a mostrar sus limitaciones ante el crecimiento de la demanda, los avances importantes de ciertas fuentes de energía renovable y el “boom” de las Tecnologías de Información y Comunicación – TICs. Asímismo, la relación oferta/demanda exige ser cada vez más personalizada, donde el cliente convencional puede potencialmente convertirse en un productor de energía desde su propio hogar. Todo ello se orienta hacia las denominadas redes inteligentes y nos lleva a preguntar si estamos ante un nuevo paradigma energético donde, dentro del sistema, va tomando fuerza la generación a pequeña escala o generación distribuida, tal y como ocurrió en los primeros años.

• Facilitar la integración de diversos recursos en el lado de la oferta, incluyendo niveles crecientes de recursos renovables intermitentes y “no despachables” (solar, eólica, etc.);

5.9.1 / ¿Qué es una red inteligente? Una red inteligente o “smart-grid” se define como cualquier combinación de tecnologías disponibles, hardware, software, o prácticas que hacen colectivamente la infraestructura de entrega, o “la red”, más confiable, más ver-

Para Sioshansi (2011), una definición útil de smart-grid debe considerar sus aplicaciones, usos y beneficios a la sociedad en su conjunto. En este sentido, la red inteligente debe incluir una serie de características claves, como:

• Soportar la integración de generación in-situ y distribuida desde el lado del cliente, y permitir una mayor participación de dispositivos de almacenamiento de energía (ej. baterías), para una participación activa del consumidor en el balance de generación y carga; • Fomentar una utilización más eficiente de la red oferta-demanda a través de una implementación costo-efectiva de precios dinámicos y conceptos similares; • Hacer de la “red”—generación, transmisión y distribución—un sistema más robusto, más confiable y seguro, y menos susceptible a accidentes de cualquier tipo;

Todo ello debe ser alcanzado reduciendo costos en la operación y mantenimiento de la red con significativos ahorros al consumidor final. La Figura 5.26 esquematiza los conceptos de red inteligente o “red del futuro”, descritos anteriormente.

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Casas

Microturbinas

CHP

Almacenamiento

Celdas de combustible

Generación Virtual

Plantas Industriales Aerogeneradores

Figura 5.26 / Red del futuro. La operación del sistema será compartida entre la generación centralizada y la distribuida. El control de la generación distribuida podría agregarse para formar micro-redes o generadores “virtuales” para facilitar su integración tanto al sistema físico como al Mercado. Fuente: European Smart Grids Technology Platform, 2006.

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Es importante notar que varias de las características de una red inteligente se basan en la denominada Planeación Integrada de Recursos (IRP, por sus siglas en inglés). La IRP es el desarrollo combinado de opciones de oferta y demanda (DSM) para proveer servicios de energía (eléctrica) a un mínimo costo, incluyendo costos sociales y ambientales (Swisher et al., 1997). La gestión en el lado de la demanda, o Demand Side Management – DSM, es el conjunto de programas y proyectos considerados en un esfuerzo sistemático para manejar el tiempo o cantidad de electricidad demandada por los clientes (Swisher, et al., 1997).

transmitirla energía generada desde un número limitado de grandes centrales hacia los mayores centros de carga. La idea original detrás de la red, desde la generación a la transmisión y a la distribución, se basa en la premisa que la carga del cliente está dada y que la generación debe ajustarse a esa necesidad. El balance de oferta y demanda en tiempo real (aún) es acompañado rutinariamente por ajustes en el lado de la oferta. Con el paso del tiempo, la red convencional fue creciendo y haciéndose más compleja, lo que llevó incluso a esporádicos pero importantes apagones o “black-outs” en varios países, incluidas naciones desarrolladas.

5.9.2 / Justificación de las redes inteligentes y algunos avances en el mundo

Aunque existe una larga lista de importantes “apagones” alrededor del mundo, quizás los casos más sonados tienen que ver con uno de los países más desarrollados, Estados Unidos. En agosto de 2003, 8 Estados americanos y 2 provincias canadienses, alrededor de 50 millones de personas, se quedaron sin electricidad por dos horas. Anteriormente, el 9 de noviembre

Como se mencionó anteriormente, la red existente, es decir un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) tradicional, tiene muchas décadas (más de 100 años en el mundo desarrollado), y fue diseñado como un sistema de una sola vía para

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de 1965, un gran apagón eléctrico dejó a ocho Estados de la costa Este paralizados durante catorce horas, con más de 35 millones de personas a oscuras. Doce años después, el 13 de julio de 1977, un nuevo incidente en el área metropolitana de Nueva York, dejó sin electricidad a 10 millones de personas, por 25 horas (El Mundo, 2003). Hasta recientemente, la demanda del cliente no estaba sujeta al control o manipulación, virtualmente sin medios o incentivos hacia la carga para jugar un rol activo y, en definitiva, para hacer más eficiente al sistema. En una “red torpe”, a diferencia de una red inteligente, el manejo del ambiente, influenciar o controlar la demanda era problemático o simplemente imposible, debido a limitaciones tecnológicas, principalmente en dos áreas claves (Sioshansi, 2011): 1) Los medidores electromecánicos, usados para determinar el consumo para todos excepto los grandes consumidores, eran únicamente capaces de registrar el uso volumétrico no diferenciado por tiempo de uso, voltaje, potencia o cualquier variable adicional. 2) Limitaciones en comunicaciones entre los proveedores y usuarios finales de energía. Los proveedores, así como el operador de la red, requieren medios de comunicación mucho más robustos para enviar señales de precio y recibir retroalimentación de los consumidores en tiempo real, a fin de influenciar la demanda de manera efectiva. Es así que en muchos países se han superado estas limitaciones y, desde hace algunos años, se vienen implementando diversas iniciativas de eficiencia energética y ahorro de energía, muchas de ellas apoyadas por el desarrollo de redes inteligentes. Por ejemplo, en su lucha contra el cambio climático, la Comunidad Europea aprobó en diciembre de 2008 el Plan 20/20/20 que persigue para el año 2020, al menos un 20 % más de eficiencia, 20 % reducción

CO2 y un aporte mínimo del 20 % de generación con fuentes de energía renovable. Desde los Estados Unidos se ha planteado el “Rosenfeld” como unidad “macro” de ahorro energético anual. La propuesta fue hecha por investigadores estadounidenses en honor de Arthur Rosenfeld, considerado padre de muchos de los análisis y modelos de eficiencia energética empleados en todo el mundo. La equivalencia de un Rosenfeld es de 3.000.000.000 de kWh al año, que representaría el volumen de electricidad necesario para substituir una central térmica de carbón de 500 MW. (http://es.ekopedia. org). Por otro lado, es cada vez más usada la “energystar” para gestión de la demanda en aparatos eléctricos. EnergyStar es un programa de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA) creado en 1992 para promover los productos eléctricos con consumo eficiente de electricidad, reduciendo así la emisión de gases de efecto invernadero desde las centrales eléctricas. Comenzó como un programa voluntario y los productos de informática fueron los primeros que se etiquetaron. Se ha ampliado desde entonces a equipos de oficina, iluminación, electrodomésticos de línea blanca, etc. (www.energystar.gov). Finalmente, empiezan también a aparecer las denominadas “Smart cities”, orientadas a mejorar la calidad de vida de sus habitantes y apoyadas en las TICs, con un tratamiento integral del uso eficiente de la energía, mejor comunicación, eficiencia en la movilidad, mayor seguridad, consumo racional del agua, etc. Ciudades como Boston, San Francisco, Rio de Janeiro, Barcelona o Estocolmo, son ejemplos de este tipo de iniciativas (Smart+Connected Communities Institute, 2012). En cuanto a energía, el proyecto Smartcity Málaga constituye una de las mayores iniciativas europeas en este campo. Sus objetivos son incrementar la eficiencia energética, reducir las emisiones de CO2 y aumentar el consumo de las energías renovables (ENDESA, 2013).

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Tabla 5.7 / Impacto de tecnologías smart-grid en un sistema eléctrico. Fuente: Céspedes, 2011 Partes SEP

G (Generación)

T (Transmisión)

D (Distribución)

C Consumo

Impacto (smart-grids)

Moderado

Medio

Importantee

Revolucionario

En síntesis, las SMART GRIDS buscan la integración de los SEP con las TICs y por tanto no se trata de una nueva tecnología o un producto específico sino de redes eléctricas proyectadas al futuro, donde conceptos de sostenibilidad y eficiencia energética guían la gestión de dichas redes. Una red inteligente va a estar caracterizada por flujos bidireccionales (flexibilidad), participación activa del consumidor, el uso de fuentes renovables, generación distribuida, transporte híbrido, todo ello integrado a las TICs (Shawkat, 2013; Céspedes, 2011). Para Céspedes (2011), las redes inteligentes buscan transformar los sistemas eléctricos, de forma similar a como se transformaron los sistemas de comunicación. En ese sentido, las tecnologías smart-grids impactan significativamente toda la cadena de valor, en particular al consumidor (Ver Tabla 5.7).

5.9.3 / Redes Inteligentes en el Ecuador

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La eficiencia de un SEP tradicional, basado en generación convencional con grandes centrales hidroeléctricas y/o termoeléctricas (petróleo, carbón, gas), aun es bastante baja. Por ejemplo, si asumimos un sistema como el ecuatoriano, con un aporte similar de generación hidroeléctrica y termoeléctrica (50 % c/u), la eficiencia de dicho sistema, entendida como la relación entre la energía útil (aprovechable) y la energía primaria, es de aproximadamente el 65 % (considerando una eficiencia promedio de 90 % para la generación hidroeléctrica y un 40 % para la generación térmica). Por supuesto, si

se incrementa el aporte de la hidroelectricidad en el sistema y, por tanto en la matriz energética (global) de un país, la eficiencia también mejorará. Si la contribución de la hidroelectricidad subiera a un 90 %, la eficiencia de la matriz de oferta de electricidad se incrementaría al menos a un 80 %. Vale mencionar que el aporte actual de la hidroelectricidad, como fuente primaria de energía, a la matriz energética global del Ecuador es del 11 % y se espera que al 2020 sea al menos el doble (MEER, 2013a). Este incremento considerable en el aporte hidro-energético hará que el uso de la electricidad en el país cambie en el futuro y se empiece a incursionar en sectores tradicionalmente abastecidos por combustibles fósiles, tales como el transporte o la cocción. Este nuevo reto para la hidroelectricidad (y otras fuentes de energía renovable), y que ya ha sido planteado por el Estado, a través del MEER, deberá venir acompañado del uso de nuevas tecnologías que abarquen los campos de la generación, el control, la gestión de la demanda y las comunicaciones. En base a lo expuesto a lo largo del presente capítulo, parece claro que existe un gran potencial en Latinoamérica, incluido el Ecuador, para desarrollar redes inteligentes que permitan reducir su intensidad energética, a nivel macro, incrementando la eficiencia energética desde los distintos sectores que constituyen su economía: residencial, industrial, transporte, etc. Ese parece ser el camino escogido para el Ecuador.

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En enero de 2013, el MEER, con el apoyo de varios actores del sector, presentó el Programa de Redes Inteligentes Ecuador – REDIE, que busca incorporar un nuevo modelo de gestión del sistema eléctrico, sustentado en tecnologías avanzadas de medición, monitoreo y comunicación, y que involucre desde la producción hasta el consumo de la energía eléctrica. Entre los objetivos del programa se incluye la optimización para planificar y operar los sistemas eléctricos, mejorar la calidad de servicio de energía y la capacidad de respuesta ante imponderables, y conocer la forma en que los clientes consumen la energía eléctrica. Esta modernización del sistema eléctrico ecuatoriano permitirá tener un registro en tiempo real de todo lo que sucede en los elementos del mismo, desde las fuentes de generación hasta los usuarios finales, lo cual también forma parte del proceso de eficiencia energética liderado por el Ministerio de Electricidad (MEER, 2013b). Con ello, el Ecuador es uno de los pioneros en la región en la implementación de redes inteligentes, pues están en marcha varias iniciativas, entre las que se destacan la diversificación de la matriz energética a través del desarrollo de proyectos con energías renovables (8 hidroeléctricos, 1 eólico, varios fotovoltaicos y de biomasa), nueva infraestructura de transmisión (500 kV) e incorporación de tecnología de punta para la gestión de la red distribución (MEER, 2013b). A menor escala, existen también avances en la investigación sobre redes inteligentes en algunas universidades del país. Por ejemplo, la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Cuenca desarrolla un proyecto de investigación denominado “Control Óptimo de Demanda y Generación de una Micro-red eléctrica mediante Sistema de Control de Red”, basado en Teoría de Juegos. El proyecto está previsto concluirse en junio de 2015.

Adicionalmente, se han realizado encuentros sobre el tema, organizados por el Colegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos tanto de Pichincha como de Azuay, y se vienen desarrollando programas y proyectos de eficiencia energética en diferentes instituciones del Estado como el INER y el CENACE, con criterios de “smart-grids”. Por ejemplo, el programa de eficiencia energética de la corporación Centro Nacional de Control de Energía – CENACE tiene como objetivo de corto plazo optimizar el uso de la energía en sus instalaciones, incorporando eficiencia energética y diversificando el suministro a través de energías renovables. A largo plazo, se apunta a contar con un Sistema de Gestión de Energía para la Corporación (CENACE, 2013). Actualmente, la edificación del CENACE en Quito, opera como una micro-red inteligente. Luego de realizada la auditoria energética correspondiente, se instaló un sistema fotovoltaico de 44 kilovatios pico (kWp) de potencia (192 paneles), conectado a la red, lo que cubre el 30 % de la demanda de potencia del edificio. A ello se sumará la instalación de un sistema eólico de 5 kW para cubrir un 5 % adicional de la demanda. El resto será abastecido por la red pública (CENACE, 2013). Al tener 3 fuentes de energía, el edificio se comporta como una (micro) red, donde podrán interactuar las fuentes y las cargas, para una gestión óptima de la energía (Figura 5.27).

251 Figura 5.27 / Sistema fotovoltaico instalado en el edificio CENACE. Fuente: CENACE, 2013.

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Una iniciativa similar a la del CENACE fue desarrollada a finales del año 2013 por la Empresa Eléctrica Regional Centrosur. En la CENTROSUR se aprovechó la cubierta del edificio matriz en Cuenca, en un área de aproximadamente 200 m2, para instalar 112 módulos fotovoltaicos, de 250 Wp de potencia c/u, dividido en dos sub-campos, cada uno conformado por 4 circuitos con 14 módulos cada uno. El sistema fotovoltaico alcanza una capacidad total instalada de 28 kWp, para cubrir casi un 6 % del consumo mensual de electricidad del local. El proyecto busca diversificar el abastecimiento de energía eléctrica del edificio mediante energía renovable, contribuyendo así a la reducción de emisiones de CO2 (Centrosur, 2014). La Figura 5.28 muestra un esquema del sistema instalado, que se encuentra operativo desde enero de 2014, donde también se han incorporado criterios de eficiencia energética en las cargas del edificio. Finalmente, la Universidad de Cuenca tiene proyectado para finales de 2015, inaugurar en su campus de Balzay (Cuenca) una micro-red

eléctrica inteligente destinada a actividades de investigación y docencia en energía renovable y eficiencia energética. La instalación podrá conectarse con la red pública y contará con fuentes de generación renovable (fotovoltaica, eólica, micro-hidroeléctrica) y no renovable (generadores diésel y a gas), varios sistemas de almacenamiento, así como sistemas de medición, control y comunicación. Este proyecto fue presentado a finales del 2013 ante el Programa de Canje de Deuda Ecuador-España (PCDEE) para acceder a fondos destinados al equipamiento de universidades públicas ecuatorianas. El proyecto de la Universidad de Cuenca que incluye, además de la micro-red, el equipamiento para varios laboratorios relacionados con la energía sostenible, tiene una aporte del PCDEE de USD 2,5 millones y una contraparte institucional superior a los 800 mil dólares. Esta será la primera micro-red eléctrica de esas características y escala en el Ecuador y una de las primeras en Latinoamérica, lo cual abre importantes perspectivas de desarrollo científico-tecnológico en el área energética.

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Figura 5.28 / Sistema fotovoltaico de la CENTROSUR, conectado al edificio y a red pública. Fuente: CENTROSUR, 2014.

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5.10 / Conclusiones 1. El presente capítulo analiza los aspectos conceptuales de eficiencia energética y ahorro de energía, tanto a nivel “micro” (usuario final) como a nivel “macro” (sistemas/países). Aunque existen varias definiciones de “Eficiencia Energética”, todas coinciden en que su objetivo es la reducción del consumo de energía manteniendo (o mejorando) los mismos servicios energéticos y sin afectar nuestra calidad de vida. La eficiencia energética es un concepto transversal que impacta a todas las economías del mundo, incluyendo nuestro país. 2. En el capítulo se presentan indicadores de producción y consumo de energía en el Ecuador junto con los principales problemas asociados a dichos procesos y que repercuten en la eficiencia misma del sistema energético nacional. 3. En lo relacionado al consumo de combustibles fósiles (derivados de petróleo y GLP), el efecto de los subsidios energéticos es un tema que escapa al alcance del presente capítulo pero que requiere de un profundo estudio. Un cambio efectivo de la matriz energética del Ecuador deberá cimentarse en el referido análisis. 4. Respecto al tema específico de la energía eléctrica, se han identificado los tres sectores de mayor consumo: residencial, industrial y comercial. Adicionalmente, se ha logrado determinar los usos finales de la electricidad en dichos sectores, lo cual permite contar con un diagnóstico y acometer con programas y proyectos de eficiencia energética en el Ecuador. 5. Como aspecto medular del capítulo y con un enfoque particular en el sector eléc-

trico, se describen las principales políticas y programas de eficiencia energética que se vienen implementando en el país, muchos de ellos liderados por el Estado ecuatoriano, a través del Ministerio del ramo, el MEER. 6. Finalmente, el capítulo busca plantear la vía a seguir para el sector eléctrico ecuatoriano, en cuanto a mejorar su eficiencia, a través de la incorporación de las denominadas “redes inteligentes”. Para ello, se hace una descripción de las mismas y las razones por las que se las debería adoptar. Afortunadamente, en este tema el país ya empieza a dar los primeros pasos. 7. Si bien se ha avanzado mucho en los últimos años, es necesario alcanzar la institucionalización de la eficiencia energética en el Ecuador. Para ello se requiere profundizar los análisis de oferta/demanda de energía, particularmente en el sector eléctrico, de la mano de políticas públicas elaboradas cuidadosamente, de inversiones significativas en infraestructura orientada a las redes del futuro, con compromisos de los sectores público y privado para investigación, desarrollo e innovación (IDI) pero, sobre todo, es imperativo contar con el necesario talento humano local que coadyuve a superar las actuales barreras y vulnerabilidades del sistema eléctrico ecuatoriano. En este último aspecto, la universidad ecuatoriana deberá jugar un rol protagónico. 8. El cambio de la matriz energética, donde la eficiencia es un pilar fundamental, promoverá la diversificación de la matriz productiva lo que, en el mediano y largo plazos, contribuirá al desarrollo sostenible del Ecuador.

253

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

5.11 / Referencias y material de consulta

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1. Albornoz, E.- MEER (2012), Instrumentos e Incentivos para la Promoción de Eficiencia Energética, presentado en el 1er Encuentro Internacional de Empresas Públicas Eficientes, Quito, 29 de junio. 2. Alcott, B. (2005), “Jevons’ paradox”, Ecological Economics 54 (1) 9–21. 3. ANDES, Agencia de Noticias (2015), http://www. andes.info.ec/es/noticias/vehiculos-electricos-ecuador-empezaran-funcionar-segundo-semestre-2015.html 4. Banco Central del Ecuador (2012) Reporte del Sector Petrolero IV Trimestre de 2012 5. BID – Banco Interamericano de Desarrollo (2012), “Justificación de la intervención del gobierno en el mercado de eficiencia energética”, Serie sobre Eficiencia Energética. 6. BP (2013) Statistical Review of World Energy, June (www.bp.com/statisticalreview) 7. CEDA – Centro Ecuatoriano de Derecho Ambiental (2011), Hacia una Matriz Energética Diversificada en Ecuador. 8. CENACE – Corporación Centro Nacional de Control de Energía (2013), Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética, Tríptico, noviembre. 9. CENACE-INECEL (1984), Historia del Sistema Eléctrico Ecuatoriano.  10. CENTROSUR (2014), Proyecto de Generador Fotovoltaico – CENTROSUR, Dirección de Planificación, Dpto. de Estudios Técnicos 11. CEPAL, OLADE, GTZ (2010) Situation and perspectives on energy efficiency in LAC (disponible en http://www.cepal.org/drni/) 12. Céspedes, R. (2011), Conferencia “Smart Grids en el Sector Eléctrico”, Hotel Colón, Guayaquil, 26 de mayo. 13. Clark II, W.H. (1998), Análisis y gestión energética de edificios, McGraw-Hill/Interamericana de España, Madrid. 14. CNEL E.P. (2014), http://www.cnel.gob.ec/ quienes-somos.html. 15. CONELEC – Consejo Nacional de Electricidad (2013), www.conelec.gob.ec (acceso 15 octubre 2013) 16. Coviello, M. (2012), Situación y Perspectivas de la Eficiencia Energética en América Latina y el Caribe, Conferencia en el III DIALOGO POLITICO REGIONAL EN EFICIENCIA ENERGÉTICA, CEPAL 2012

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V EFICIENCIA ENERGÉTICA Y AHORRO DE ENERGÍA EN EL ECUADOR Juan Leonardo Espinoza, Paúl Martínez

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

ANEXO 1 / ENCUESTA SECTOR RESIDENCIAL

Datos Generales 1. ¿Cuántas personas habitan en la vivienda? 2. ¿Tiene servicio de internet? 3. ¿Cuántas líneas telefónicas tienen? 4. ¿Come de vianda?

Iluminación 5. ¿Cuántos focos incandescentes tiene? 6. ¿Cuántos focos fluorescentes tiene? 7. ¿Cuántos focos ahorradores tiene? 8. ¿Cuántos focos dicroicos tiene?

256

Cocción de Alimentos 9. ¿Cuántas cocinas tiene? 10. ¿Cuántas arroceras eléctricas tiene? 11. ¿Cuántos hornos tiene? ¿De qué tipo? 12. ¿Cuántos hornos de microondas tiene? 13. ¿Cuántas cafeteras eléctricas tiene?

V EFICIENCIA ENERGÉTICA Y AHORRO DE ENERGÍA EN EL ECUADOR Juan Leonardo Espinoza, Paúl Martínez

Calentamiento de Agua 14. ¿Cuántas duchas eléctricas tiene? 15. ¿Cuántos calefones tiene? ¿De qué tipo?

Refrigeración 16. ¿Cuántas refrigeradoras tiene? 17. ¿Cuántas congeladoras tiene?

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

Limpieza 18. ¿Tiene lavadora de ropa? 19. ¿Tiene secadora de ropa? 20. ¿Tiene aspiradora? 21. ¿Tiene plancha?

Otros 22. ¿Cuántos televisores tiene? 23. ¿Cuántos decodificadores de televisión pagada tiene? 24. ¿Cuántos equipos de música tiene? 25. ¿Cuántos computadores tiene? 26. ¿Tiene bomba cisterna?

258

VI / Energía Eólica en Ecuador

Stalin Vaca Corderoa, José Jara Alvearb (*)

6.1 / Introducción 6.1.1 / Aire. Atmósfera Como sabemos, el aire es un fluido terrestre inodoro, incoloro, insípido; indispensable para la vida de los seres vivos. Está formado por una mezcla de gases: nitrógeno (N), oxígeno (O), argón (Ar), dióxido de carbono (CO2), neón (Ne), helio (He), metano (CH4), criptón (Kr), hidrógeno (H2), óxido nitroso (N2O), xenón (Xe), ozono (O3), monóxido de carbono (CO), dióxido de sulfuro (SO2), dióxido de nitrógeno (NO2), amoníaco (NH3), como los más comunes (Mackenzie and Mackenzie, 1995). Todos estos componentes tienen una masa, un volumen, y por tanto, una densidad. SISENER INGENIEROS S.L. del Ecuador. b Centro de Investigaciones para el Desarrollo ZEF (Universidad de Bonn, Alemania) a

* Forma de referenciar este capítulo: Vaca Cordero, S., Jara Alvear J., 2015. Energía Eólica en Ecuador. En: “Energías renovables en el Ecuador. Situación actual, tendencias y perspectivas”, Editores: Peláez Samaniego, M.R. y Espinoza Abad, J.L. Universidad de Cuenca. Gráficas Hernández, Cuenca, Ecuador.

Los principales componentes del aire –en moles– son el nitrógeno con cerca del 78 %, seguido del oxígeno con el 21 %, el argón con el 1 %, aproximadamente. Los demás componentes tienen participaciones muy inferiores al 1% en la estructura del aire, variando su presencia según su ubicación en la capa atmosférica en la que se hallen. Esto es muy notable, por ejemplo, en el caso del ozono, que existe en bajas concentraciones en la tropósfera, siendo máxima en la región entre 30 a 40 km. Vale indicar que el vapor de agua o vapor acuoso no se considera un gas componente del aire seco, y aunque su presencia es muy mudable –denominada humedad– puede representar desde unas trazas hasta el 4 % en algún caso. La cantidad de vapor de agua depende del punto de rocío del aire. Las nubes, que son conjuntos de gotas de agua o cristales de nieve, tampoco se consideran constituyentes. La variabilidad de las sustancias nombradas en su manifestación atmosférica está regida por la Ley de los Gases, es decir, el volumen dependerá en gran medida de la temperatura y la presión.

259

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

Se conoce como atmósfera a la masa gaseosa estratificada que envuelve al globo terrestre. El espesor de la atmósfera, de aproximadamente 600 km, es despreciable frente al diámetro de la Tierra (12.700 km). De acuerdo a la variación vertical de temperatura se identifican cuatro capas: troposfera, estratosfera, mesosfera y termosfera. Algunas clasificaciones consideran a la exosfera también como una capa más. Entre cada una de estas capas existen capas intermedias que representan transiciones o pausas de menor espesor, que poseen características propias. Estas zonas intermedias son: tropopausa, estratopausa, mesopausa y termopausa. A continuación se presenta una breve explicación de cada una de ellas: a. troposfera o tropósfera.- es la capa inmediata a la superficie terrestre. Es aquella donde se desarrolla la vida en la Tierra y se suceden los principales fenómenos meteorológicos (etimológicamente, tropos en griego significa cambio). En esta capa la temperatura disminuye según aumenta la altura. Contiene entre el 75 % al 80 % de la masa atmosférica. Su espesor es variable según la latitud y la variación climática (usualmente 15 km como promedio). b. tropopausa.- es la zona límite entre la tropósfera y la estratósfera. En este punto la temperatura deja de reducirse con la altura, estabilizándose ligeramente para luego invertirse el proceso y comenzar a subir conforme se asciende en la estratosfera. Sus rangos de temperatura y su espesor dependen igualmente de la localización geográfica (latitud) sobre la Tierra.

260

c. estratosfera o estratósfera.- es la capa siguiente a la troposfera. Su altitud se considera comprendida entre los 15 km y los 50 km. En esta capa el gradiente de temperatura es negativo (por ello llamada también capa de inversión térmica); es decir, la temperatura aumenta según

aumenta la altura. Aquí se presenta una subcapa distinguible de ozono, cercana al límite inferior de la capa –en torno a los 20 km– uno de los principales factores del efecto invernadero sobre la Tierra y la posibilidad de vida. Muchos aviones comerciales en trayectos de larga distancia (aquellos preparados para dichas condiciones), vuelan en los límites inferiores de esta capa para que el consumo de combustible sea menor, para evitar turbulencias y aprovechar que el flujo de aire en esta región es principalmente horizontal y estable. d. estratopausa.- constituye el límite y zona de transición entre la estratósfera y la mesósfera. e. mesosfera o mesósfera.- es la capa comprendida entre los 50 y 85 km. La gradiente térmica aquí vuelve a ser positiva. Aquí la gran mayoría de los meteoros se queman o vaporizan cuando ingresan hacia la superficie terrestre. En esta capa se producen los fenómenos conocidos como nubes noctilucentes que se observan en latitudes polares en horas del crepúsculo. Es lo suficientemente fría como para congelar el vapor de agua en nubes de hielo. f. mesopausa.- constituye el límite y zona de transición entre la estratósfera y la mesósfera. Se pueden encontrar temperaturas tan bajas como -90 ºC. g. termosfera o termósfera, también ionosfera o ionósfera.- siguiendo a la mesosfera en orden ascendente, esta capa está comprendida entre los 85 y 600 km. Como es común a las capas atmosféricas, el espesor varía con latitud y época del año. El gradiente de temperatura se vuelve a invertir, aumentando la temperatura con el incremento de altura, pudiendo alcanzarse temperaturas tan altas como 1.000 ºC. Estas altas temperaturas, por efecto de la

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ENERGÍA EÓLICA EN ECUADOR

Stalin Vaca, José Jara

radiación solar, permiten que se produzca el efecto de ionización de las moléculas presentes. h. termopausa o también exobase.- es el límite entre la termósfera y la exósfera. i. exosfera o exósfera, también termósfera exterior.- en esta capa se encuentra el límite con el espacio exterior. Su espesor

se considera usualmente comprendido entre los 600 y los 100.000 km, que es el límite donde actúa la gravedad terrestre. En esta capa los escasos átomos y moléculas escapan hacia el espacio exterior, aunque también puede producirse el efecto contrario, atrapándose polvo estelar. El hidrógeno y el helio los principales componentes pero a muy bajas densidades. Las figuras 6.1 y 6.2 muestran las capas de la atmósfera.

Figura 6.1 / Fotografía de las capas de la atmósfera superior de la Tierra durante un ocaso sobre el océano Índico. Tomada desde la Estación Espacial Internacional (25/05/2010). Fuente: Johnson Space Center, NASA.

261 Figura 6.2 / Capas de la atmósfera y efecto de inversión térmica. Fuente: Climate Science Investigations (CSI) Webpage, NASA.

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

6.2 / Definiciones sobre el viento En Meteorología, se define al viento como el movimiento vertical, horizontal o paralelo a la superficie del terreno de una masa de aire producida en la atmósfera por causas naturales. En pocas palabras, el aire en movimiento constituye viento. Es muy común cuando se trabaja en meteorología o energía eólica emplear ciertos términos o conceptos, que es importante explicarlos para ir familiarizando al lector con su uso. A continuación los principales: Velocidad del viento.- La velocidad del viento es quizás una de las medidas más importantes del recurso. Es la medida del movimiento del aire con respecto a la superficie de la tierra que cubre una unidad de distancia sobre una unidad de tiempo. El instrumento para medir la velocidad del viento es el anemómetro. Usualmente se utilizan las unidades: m/s (metro por segundo), km/h (kilómetro por hora) en el Sistema Internacional, y ft/s (pies por segundo), mi/h (millas por hora) o kn (knot, nudo o milla náutica por hora) en el sistema anglosajón. Los knots se usan frecuentemente en aviación y náutica. La tabla 6.1 muestra las equivalencias de unidades de velocidad. En la tradición meteorológica se utiliza la escala de Francis Beaufort, cuyo uso se ideó en el siglo XIX para uso náutico, aunque con el tiem-

Tabla 6.1 / Unidades de medida de velocidad del viento

Dirección del viento.- La dirección del viento es un indicador de la orientación de dónde proviene el viento. La dirección del viento se referencia mediante sistemas cartesianos/rectangulares o polares en situación a los puntos cardinales o en función de la circunferencia, en grados. La medición en radianes no es utilizada. Por ejemplo, un viento del norte significa que proviene desde el norte y que sopla hacia el sur; un viento del noroeste significa que proviene de la dirección noroeste y que se dirige hacia el sureste. Un viento de 45º significa un viento que proviene de la dirección noreste dirigiéndose hacia el suroeste (45º respecto del norte medido en sentido horario). Como es sabido, el norte de los puntos cardinales se referencia con el norte geográfico. Nótese que el norte geográfico es aquel que coincide con el eje de rotación de la Tierra. Este es el empleado en la cartografía y se llama también norte verdadero. Existe igualmente el norte magnético, que es aquel que señala la aguja de una brújula producto del campo magnético de la Tierra. En aplicaciones de energía eólica es usual utilizar equipos de medición de dirección y velocidad del viento. Los instrumentos de medida

m/s

km/h

pie/s

mi/h

nudo

1

3,600000

3,280840

2,236936

1,9438445

1 km/h

0,2777778

1

0,9113444

0,6213712

0,5399568

1 pie/s

0,3048000

1,097280

1

0,6818182

0,5924838

1 mi/h

0,4470400

1,609344

1,466667

1

0,8689762

1 nudo

0,5144444

1,852000

1,687810

1,1507790

1

1 m/s

262

po se pasó a su empleo para apreciaciones en tierra. Esta escala, de tipo empírico, asigna números de 1 al 12 para identificar la velocidad del viento junto con un término descriptivo. En la práctica es más común el empleo del término descriptivo que el número de escala. La escala Beaufort se presenta en la Tabla 6.2.

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ENERGÍA EÓLICA EN ECUADOR

Stalin Vaca, José Jara

Tabla 6.2 / Escala de Beaufort Beaufort término

km/h

m/s

nudos descripción de efectos

0

calma

0-1

0-0,2

118

>32,7

>64

Daños extensos. Daños estructurales en la tierra y olas de tormenta en el mar.

263

Figura 6.3 / Dos típicos instrumentos de medida del recurso eólico. Veleta (izquierda) y anemómetro de copas (derecha).

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de la velocidad del viento se conocen como anemómetros, mientras que los que registran la dirección del viento se conocen como veletas (Figura 6.3). Las veletas usualmente se referencian en campo usando una brújula. La discrepancia entre norte geográfico y norte magnético, conocida como declinación magnética, es comúnmente despreciable para esta aplicación. Obsérvese que el eje de la Tierra sufre una precesión y una nutación, además de la conocida rotación, que causan que el norte geográfico cambie en el tiempo (≈26.000 años para la precesión y ≈19 años para la nutación). El movimiento de precesión es similar al cabeceo que se observa en un trompo que gira no vertical. El movimiento de nutación es la oscilación periódica del eje terrestre hacia arriba y hacia abajo, provocada por las fuerzas de atracción entre Sol-Luna-Tierra. La nutación puede verse en un trompo que está a punto de caerse. Asimismo, el polo magnético de la Tierra está continuamente moviéndose. Se podría concluir que un ‘norte verdadero’ o al menos un norte fijo, realmente no existe. La rosa de los vientos (Figura 6.4) es un círculo que tiene marcados los rumbos o direcciones en que se divide la vuelta del horizonte. En energía eólica es usual usar rosas de vientos con al menos 8 direcciones (4 puntos cardinales más 4 rumbos laterales), aunque se prefiere las de 12 y 16 direcciones (8 rumbos colaterales) debido a cierta precisión requerida en la definición de la dirección del viento.

264

Figura 6.4 / Rosa de los vientos de 16 rumbos.

Los gráficos de rosas de viento suelen usarse en conjunto con gráficos polares en donde la dirección norte coincide con la dirección 0º, y los ángulos se miden en sentido horario. Se suelen emplear para representaciones de la frecuencia de la dirección del viento, la magnitud de la velocidad del viento, o inclusive la magnitud de la energía esperada. En las siguientes gráficas (Figuras 6.5 y 6.6) pueden observarse distintas formas de representación de interés en el campo eólico con rosas de vientos de un proyecto eólico en Ecuador para un lugar estudiado. Los valores representan promedios o sumas anuales, según sea el caso. En la figura 6.5 se muestran rosas de viento para el mes de julio en cierto lugar. El gráfico de la izquierda indica las direcciones más frecuentes. La dirección más frecuente es la nornordeste, con un 24 % del tiempo, prevaleciendo sobre todas las demás. El gráfico de la derecha es una rosa de vientos de velocidades promedio. Los círculos equidistantes representan la velocidad del viento (la escala indica hasta 10 m/s), mientras los sectores radiales circulares indican ángulos o direcciones de viento. Las mayores velocidades de viento promedio, cercanas a 9 m/s, se producen alrededor de la dirección nornordeste al igual que en la dirección oeste, siendo las otras direcciones de velocidad promedio más pequeñas (< 4 m/s) originándose por consiguiente dos lóbulos. El análisis conjunto de los dos gráficos permite saber que altas velocidades de viento se producen alrededor de la dirección nornordeste y oeste, pero que sin embargo el viento que sopla desde la dirección oeste es muy poco frecuente en julio. La dirección nornordeste al tener una alta velocidad y por ser prevalente es la de mayor contenido energético. El saber las direcciones predominantes es de gran importancia al momento de evaluar efectos del suelo u obstáculos sobre los aerogeneradores, o los efectos estela que podrían producirse cuando existan dos o más turbinas en un parque eólico.

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Stalin Vaca, José Jara

Figura 6.5 / Rosas de viento para cualificar la dirección del viento (izq.) y su velocidad (der.)

Figura 6.6. / Rosas de viento para cualificar la frecuencia de una dirección (izq.) y la producción de energía (der.)

En la figura 6.6, la gráfica izquierda indica la frecuencia de la dirección, mientras la gráfica derecha señala la frecuencia de la producción de energía para otro sitio de estudio. Rosas de este tipo sirven para complementar o corroborar los análisis. La rosa de frecuencia de dirección nos estaría indicando que el rumbo oeste noroeste y el rumbo oeste son muy recurrentes, con un tercer lugar muy por detrás para la dirección sureste. La rosa de energía, por su parte, nos dice que la mayor cantidad de energía al año se puede sacar de la dirección oeste, y en segundo lugar de la dirección sureste. El tercer lugar energético sería para la dirección oeste noroeste. En otras palabras, aunque la dirección sureste tenga muy poca frecuencia,

las pocas veces que el viento proviene de esta dirección, tienen un alto contenido energético, a la final una gran velocidad. Igualmente, no obstante la dirección oeste noroeste es muy frecuente, esto no significa que tenga gran aporte energético; o sea, la velocidad desde este rumbo es muy baja. El viento que proviene del oeste tiene buena frecuencia y tiene buena velocidad. Finalmente examínense los gráficos polares de la Figura 6.7. Ambos representan la frecuencia de la velocidad del viento, en color gris se dibuja la velocidad máxima registrada y en color negro la velocidad promedio. Se comparan dos meses distintos del año.

265

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

Figura 6.7 / Rosas de viento para comparar la velocidad de viento en dos meses distintos.

La primera observación clara es que dos meses del año no tienen por qué tener un comportamiento similar. Puede haber meses con mucho viento y meses con muy poco viento. Las direcciones de prevalencia también pueden ser muy distintas. Por igual se puede decir que la velocidad máxima que se produce en ciertos instantes cortos (ráfagas) no es necesariamente un indicio de altos promedios. Así, mientras en febrero la velocidad media es 5,0 m/s y la velocidad máxima es 18 m/s, dando una relación 3,6; la velocidad media en septiembre es 6,9 m/s con una velocidad máxima de 19,2 m/s dando una relación 2,8. Si se mantuviera la relación de febrero, sabiendo la velocidad media sería de esperar ráfagas de hasta 25 m/s, cuando la realidad es bastante menor. Es decir, no necesariamente un alto promedio es muestra de vientos huracanados y viceversa.

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Esta idea es clave en la identificación de sitios eólicos, pues usualmente las personas se engañan porque sienten o perciben ráfagas de viento en ciertos lugares, en cierta época del año. Esa alta velocidad puede ser muy puntual en un periodo de tiempo y no precisamente refleja que el sitio tenga buenos promedios como para ser aprovechados eólicamente. Aire húmedo, saturado, seco.- El aire húmedo es aquél que contiene una humedad relati-

va superior al 80 %. El aire saturado es aquél que contiene la cantidad máxima de vapor de agua posible para una temperatura y una presión dadas (100 % de humedad). El aire seco no contiene vapor de agua (0 % de humedad relativa), aunque en ciertos contextos técnicos se considera aire seco a aquél que tiene una baja humedad relativa (usualmente inferior a 40 %). El aire seco puede producir incrementos en problemas de salud (asma, bronquitis, sinusitis, hemorragias nasales o deshidratación en general), irritación de la piel y ojos, sequedad de labios, aumento de la electricidad estática y aumento de la sensación térmica. Sensación térmica del viento.- La sensación térmica del viento o temperatura de sensación, conocida en inglés como “windchill” (Se suelen dar alertas meteorológicas llamadas ‘windchill warning’), es una medida del enfriamiento que percibe una persona debido a la pérdida de calor del cuerpo cuando el viento pasa sobre piel expuesta. La pérdida de calor corporal es mayor cuanto más rápido sopla el viento; por tanto, mientras más veloz sea el viento, más frío percibirá la persona. Su cálculo toma en cuenta la temperatura, humedad relativa y la velocidad del aire. Por ejemplo, una temperatura de 25 ºC, con una humedad relativa del 0 %, con una velocidad de viento de 0 m/s, es decir una calma absoluta, se tendría una sensación térmica de

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22 ºC. Sin embargo, con la misma temperatura y humedad pero una velocidad de viento entre 36 y 50 km/h, la sensación podría ser cercana a 10 ºC. Por otro lado, con una humedad del 85 % (muy frecuente en zonas tropicales), un viento de 0 m/s se sentirían 27 ºC. Con un viento comprendido entre 36 y 50 km/h se sentirían 24 ºC. La sensación térmica del viento es un parámetro muy importante en zonas de climas fríos ya que una baja temperatura sumada con vientos altos puede provocar un congelamiento rápido a personas que no usen la protección adecuada, en periodos tan rápidos como entre 5 y 30 minutos. Ráfaga: Una ráfaga es un viento fuerte, repentino y de corta duración. La NDFD (National Digital Forecast Database, Estados Unidos) la define como la velocidad máxima del viento de 3 segundos (en nudos) que se produce dentro de un intervalo de 2 minutos a una altura de 10 metros. De acuerdo con la práctica de observación meteorológica en EE.UU., las ráfagas se presentan cuando la velocidad máxima del viento alcanza al menos 16 nudos y la variación en la velocidad del viento entre los picos y valles es superior a 9 nudos. La duración de una ráfaga es por lo general menos de 20 segundos. Torbellino: Un torbellino, vórtice o remolino de viento es una columna de viento de rotación

rápida a pequeña escala, formada térmicamente y propensa a desarrollarse en tardes calientes, claras, secas. A menudo son visibles por el polvo, la suciedad o los residuos que recoge. Tornado: Un tornado o huracán es una perturbación atmosférica más violenta, en forma de remolino, que se forma a partir de una nube cumulonimbos, de extraordinario desarrollo, resultado de una excesiva inestabilidad. Provoca un intenso descenso de la presión en el centro del fenómeno y fuertes vientos que circulan en forma ciclónica. Viento cruzado: En aeronáutica se usa con frecuencia el término “viento cruzado" para designar al componente de viento que sopla en dirección perpendicular a la dirección o trayectoria que sigue una aeronave. Turbulencia: La turbulencia es la cualidad del viento en la que éste se vuelve desordenado, caótico en su movimiento, debido usualmente al choque frente a un obstáculo. Perfil vertical de viento.- El perfil vertical de viento es un gráfico cartesiano de la velocidad del viento (m/s) frente a la altura sobre el suelo (m), expresado usualmente en unidades SI (Figura 6.8). Como se vio en el punto introductorio sobre la atmósfera según se eleve sobre el sue-

267 Figura 6.8 / Distintas formas de perfil vertical de viento según el tamaño de los obstáculos (izquierda) y perfil de viento típico (derecha).

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lo una medida del viento, ésta puede decrecer o crecer en cuanto a velocidad. Este efecto se produce tanto a gran escala como a escala pequeña. La forma del perfil de viento a bajas alturas (< 200m), está altamente influenciada por la orografía del terreno circundante al punto de medida. Los obstáculos naturales (árboles, formaciones rocosas, montañas, cerros, laderas) y los humanos (edificaciones, cultivos) alrededor de un punto de interés tienen el efecto de reducir la velocidad del viento y hacerlo más turbulento. En condiciones climáticas normales, sobre un terreno plano sin estorbos, el viento tiene un flujo de componente horizontal principalmente, y aumenta de velocidad a medida que gana en altura (Figura 6.8, derecha). El perfil vertical también se conoce como cizalladura vertical o cortadura del viento (wind shear en inglés). Por supuesto también puede haber una cizalladura horizontal, pero desde el punto de vista del aprovechamiento eólico suele ser más interesante conocer la cizalladura vertical en primera instancia. La relación entre velocidad y altura sobre el terreno tiene forma exponencial, representada de los principios de la mecánica de fluidos por la ecuación de Ludwig Prandtl:

Donde U(z) es la velocidad del viento en m/s a la altura z en metros, U* es la velocidad de fricción, k es la constante von Karman (aprox. 0,41), y z0 es la longitud de rugosidad en metros que caracteriza el terreno. Sin embargo, es más frecuente la utilización de una ecuación simplificada, conocida como Ley Potencial:

268

Donde v(z) es la velocidad que se desea a una altura z dada en metros, vi es la velocidad inicial conocida en m/s, zi es la altura a la que se produce vi, y α es el coeficiente de cizalladura, también conocido coeficiente de rugosidad o longitud de rugosidad. Obsérvese que en algunas ocasiones puede existir una inversión, es decir, una reducción de la velocidad con el aumento de altura, por lo que para aquellos casos se deberá hacer la corrección matemática adecuada. También es de anotar que el aumento de la velocidad con la altura no es infinito y está limitado por el comportamiento de las diferentes capas atmosféricas, más otros efectos locales. Rugosidad.- La rugosidad, en inglés roughness, es una medida de la complejidad del terreno, indica el efecto colectivo de la superficie del suelo y los obstáculos presentes. Para su evaluación existen dos formas: una cualitativa y una cuantitativa (medición). Cada método se escoge según la importancia de la estimación. Por ejemplo, en análisis preliminares someros, proyectos de pequeña escala, o estudios de prefactibilidad de grandes proyectos inclusive, es más que suficiente una estimación en base a la observación del tipo de terreno. Sin embargo, llegada una etapa de diseño prolijo, en la que es necesario obtener producciones de energía y rendimientos lo más cercanos a la realidad, es necesario indiscutiblemente realizar cálculos basados sobre todo en mediciones. La estimación cualitativa, de naturaleza empírica y subjetiva inherentemente, se realiza tratando de clasificar al suelo en clases por su composición. En la Tabla 6.3 se explican estas clases. La longitud de rugosidad del agua usualmente se toma como valor cero en la mayoría de software de cálculo. Para hallar la equivalencia numérica entre la clase de rugosidad y la longitud de rugosidad se puede utilizar las siguientes fórmulas:

si longitud ≤ 0,03 m

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Tabla 6.3 / Clases de rugosidad longitud de Índice de Clase rugosidad (m) Energía Descripción (%) 0

100

1

0,0002 0,0003 0,0010 0,0024 0,0050 0,0080 0,0100 0,0200 0,0300

1,5

0,0550

45

2

0,1000

39

0,2000

31

0,3000 0,4000

24

0,5000 0,8000 1,6000

18 13

0,5

73

52

2,5

3

3,5 4

Superficies de agua (mares, lagos). Superficies suaves de arena. Superficies suaves de nieve. Terreno completamente abierto con superficie lisa. Suelo desnudo de forma suave. Césped cortado. Pistas de hormigón de aeropuertos. Áreas de aeropuerto con edificios y árboles. Zonas agrícolas abiertas sin vallas, setos; edificios muy dispersos. Sólo colinas suavemente redondeadas. Terreno agrícola con algunas casas y cercos de setos de 8 m de altura con una distancia de aprox. 1250 m. Terreno agrícola con algunas casas y cercos de setos de 8 m de altura con una distancia de aprox. 500 m. Tierras agrícolas con muchas casas, arbustos y plantas, o cercos de setos de 8 m de altura con una distancia de aprox. 250 m. Cortavientos o franjas de protección. Pueblos, ciudades pequeñas, terrenos agrícolas con muchos o altos cercos, bosques y terreno muy áspero y desigual. Suburbios. Ciudades más grandes con edificios altos. Bosques. Muy grandes ciudades con edificios altos y rascacielos.

Cuando se disponen de mediciones confiables, se puede realizar un cálculo de la rugosidad con la siguiente formulación:

Donde U(z1) es la velocidad de viento a la altura z1 y U(z2) es la velocidad de viento a la altura z2. z0 es la longitud de rugosidad. En el análisis de proyectos eólicos es conveniente utilizar mapas de rugosidad. Ya que la rugosidad puede cambiar significativamente

entre un sector u otro de una zona de estudio, se elaboran mapas que reflejan dichas propiedades. Algunos software de cálculo requieren la especificación si un objeto es un elemento de rugosidad (integrado en el paisaje) o es propiamente un obstáculo escudo (usualmente edificaciones o construcciones humanas). Un escudo es la disminución relativa en la velocidad del viento causada por un obstáculo en el terreno. Que un obstáculo haga de escudo depende de: • la distancia entre el obstáculo y el sitio(x) • la altura del obstáculo (h) • la altura del punto de interés en la zona (H) • la longitud del obstáculo (L) • la porosidad del obstáculo (P)

269

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La Figura 6.9 muestra la reducción de la velocidad del viento debido a un escudo de longitud infinita, un obstáculo bidimensional de porosidad cero. El escudo disminuye con la disminución de la longitud y el aumento de la porosidad del obstáculo. En la zona sombreada el escudo es muy dependiente de la geometría del obstáculo. Además, la velocidad del viento se incrementa generalmente cerca y por encima del obstáculo -similar al efecto de aceleración sobre las colinas.

Para definir si un objeto es un escudo o un elemento de rugosidad se puede usar esta guía: • si el punto de interés (por ejemplo un anemómetro o el buje del aerogenerador) está más cercano a ~50 veces la altura del obstáculo con el obstáculo y está más cercano a ~3 veces la altura del obstáculo con el suelo, el objeto probablemente debería ser tomado como un obstáculo. En este caso, el obstáculo no debe ser considerado al mismo tiempo como un elemento de rugosidad. • si el punto de interés está más lejos que ~50 veces la altura del obstáculo o más

270

Figura 6.9 / Comportamiento de un obstáculo

lejos a ~3 veces la altura del obstáculo, el objeto debería probablemente ser un elemento de rugosidad. Dado que la mayoría de los anemómetros se montan a una altura estándar de 10 m sobre el suelo y a menudo muy cerca de los edificios, el efecto escudo es muy grave potencialmente en el futuro análisis de los datos de viento. Por otro lado, una turbina de viento con una altura de buje de 40-50 m sobre el nivel del suelo, y situada lejos de edificios, raramente experimentará el efecto escudo. Debido a la gran influencia del entorno sobre un sitio de análisis, es recomendable disponer de un mapa topográfico con la mayor extensión posible a fin de poder identificar y asignar las rugosidades que afecten al proyecto. En proyectos pequeños esta información puede ser cara y difícil de obtener, y suele ser suficiente con analizar el entorno inmediato al sitio de interés. En proyectos medianos y grandes, donde suele ubicarse un número mayor de aerogeneradores y de gran potencia, se suele requerir un plano topográfico con curvas de nivel entre 5 m y 50 m, dependiendo si la intención es realizar una ingeniería fina, de detalle o un análisis de factibilidad. La selección del intervalo de

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curvas de nivel también suele elegirse según la orografía de la zona de estudio. Por supuesto, cuando se usa intervalos de curva de nivel pequeños, éstos deben corresponder a valores reales y no a valores interpolados, pues una interpolación de curvas de 50 m a curvas de 5 m tendrá la misma figura y no aportará información adicional.

rreno tenga una rugosidad clase 2. Igualmente la longitud de rugosidad puede cambiar con la distancia al punto de referencia, así en dirección sur la rugosidad puede que sea clase 0,5 entre el punto de referencia y 200 m hacia el sur, pero luego cambie a clase 1 entre los 200 m y los 800 m, para luego retornar a clase 0,5 entre los 800 m y los 5 km.

Si la zona es montañosa, con colinas de pendientes pronunciadas y escarpadas, con muchas variaciones de altura en distancias cortas, con cañadas, quebradas o gargantas, con cruces de caminos o flujos de agua (riachuelos, ríos), es muy probable que curvas de nivel con intervalo 25 m sean insuficientes para un análisis confiable, incluso a nivel de factibilidad. La extensión normal de análisis para estos proyectos medianos y grandes suele fijarse en 10 km alrededor del lugar de estudio, más aun si es de topografía compleja. Si en las cercanías existen superficies de agua importantes, se recomienda ampliar a 15 km o lo que se considere necesario.

La explicación anterior infiere la utilización de un diagrama polar que refleje direcciones y rugosidades, una nueva rosa de vientos, esta vez una rosa de longitud de rugosidad (Figura 6.10). Al igual que en casos similares, el número de rumbos o direcciones se escoge a conveniencia del estudio en curso. A diferencia de las líneas de una curva de nivel, que representan un único valor –altitud–, las líneas que representan cambios en la longitud de rugosidad representan dos valores, uno a cada lado de la línea (Figura 6.10).

Una observación pormenorizada nos dejará entrever que para un sitio específico (torre anemométrica, aerogenerador u otro) pueden existir diferentes longitudes de rugosidad si se considera la direccionalidad. Es decir, puede ser que en dirección norte el terreno tenga una rugosidad clase 1 y en dirección sureste el te-

Densidad del Aire.- Una de las cualidades más importantes del aire, desde el punto de vista energético, es su densidad. La energía en el viento, como se detallará más adelante, es directamente proporcional a su densidad; o sea, a mayor densidad mayor energía del viento. La densidad del aire no puede ser un valor estable en el tiempo porque está compuesto por varios gases. Como es conocido, los gases varían

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Figura 6.10 / Rosa de longitud de rugosidad. Fuente: software WasP©.

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Figura 6.11 / Mapa con líneas de cambio de longitud de rugosidad. Fuente: software WasP©.

su volumen según su temperatura y presión. La temperatura es un factor cambiante en la atmósfera a cada instante. Sería imposible pensar que por los cambios estacionales del planeta, por los cambios diarios por el movimiento de rotación, se consiga una densidad de aire de valor constante. No obstante, el rango de variación sí puede ser pequeño o muy pequeño, dependiendo del clima local y la latitud del lugar. La presión, en este caso la presión atmosférica, asimismo puede ser un factor de variación debido a los movimientos de las grandes masas de aire. Por último, las cantidades de los diferentes gases presentes en el aire de un sitio pueden estar cambiando, ya sea por ciclos naturales de elementos o por efectos humanos (contaminación por ejemplo).

272

Existen diversas formas de aproximarse al valor de densidad del aire para un sitio, desde la aplicación de fórmulas sencillas a la aplicación de formulaciones complejas pero mucho más precisas. La gran mayoría de las tablas de aplicación sencilla que se pueden encontrar en medios técnicos, ayudan a calcular la densidad en función únicamente de la altitud. Estas tablas son muy inexactas y se desaconseja su uso; sin embargo, en ciertos casos puntuales, donde se requiere realizar aproximaciones tos-

cas de producción de energía, logran ser útiles por su rápido y fácil empleo. Tales tablas son creadas en base a la fórmula:

Donde ρ es la densidad buscada, ρ0 es la densidad del aire a nivel del mar (1,225 kg/m3) y z la altura del sitio. Estas estimaciones se hacen considerando una temperatura de 25 ºC. Existe una metodología que considera la temperatura y la altitud para el cálculo. En este caso se utiliza un gradiente fijo de temperatura Γ. Su ecuación es:

Donde ρ es la densidad buscada, ρ0 es la densidad del aire a nivel del mar (1,225 kg/m3), Tref es una temperatura de referencia (15 ºC, usualmente), T es la temperatura del sitio en ºC, h es la altitud del sitio en metros, Γ es la gradiente de temperatura (6,5 ºC/km), g es la aceleración de la gravedad (9,8 m/s2), R es la constante de los gases ideales para el aire seco: 287,05 J/(kg . K).

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Otro método, establecido en el estándar IEC 61400-12-1 (Medida de la curva de potencia de aerogeneradores productores de electricidad), reside en simplemente en promediar las densidades de aire medidas, redondeando al valor más cercano con precisión 0,05 kg/m3. El estándar también provee una normalización a partir de una densidad de aire nominal predefinida para el emplazamiento. La densidad del aire se determina de mediciones de temperatura del aire y presión atmosférica según la ecuación:

Ma - masa molar del aire seco, en kg/mol Z - factor de compresibilidad de los gases (adimensional) R - constante molar de los gases en J/(mol K) T - temperatura termodinámica según ITS-90 (T = 273,15 +t, con t en ºC), en K xv - fracción molar de vapor de agua, (valor adimensional) Mv - masa molar del vapor de agua, en kg/mol La incertidumbre de este cálculo se determina como:

Donde :

ρ10 min es la densidad del aire promediada 10 minutos, B10 min es la presión atmosférica medida promediada sobre 10 minutos, R0 es la constante de los gases del aire seco: 287,05 J/(kg K), T10 es la temperatura absoluta del aire medida, min promediada sobre 10 minutos. El método más preciso, y por ello el más recomendable, es el señalado por el Comité Internacional de Pesas y Medidas, denominado CIPM1981/91 el cual tuvo una pequeña modificación en 2007 (A. Picard, R. S. Davis, M .Gläser y K. Fujii) por ajuste de constantes. Esta metodología es la oficial adoptada en Ecuador por el INEN para el cálculo de la densidad del aire, y su procedimiento se halla descrito en el reporte institucional LPC-PC-01 de fecha mayo de 2007:

Donde: ρ - densidad del aire, en kg/m3 p - presión barométrica promedio entre Pf y Pi, en Pa

Donde ct - coeficiente de sensibilidad para temperatura ut - incertidumbre de las magnitudes de influencia calórica cp - coeficiente de sensibilidad para presión atmosférica up - incertidumbre de las magnitudes de presión ch - coeficiente de sensibilidad higrométrica uh - incertidumbre de las magnitudes higrométricas cR - coeficiente de sensibilidad molecular uR - incertidumbre de las magnitudes de influencia molecular cEcu- coeficiente de sensibilidad ajustado al Ecuador uEc - incertidumbre de las magnitudes ajustadas al Ecuador En proyectos eólicos, una incertidumbre del cuarto dígito en el cálculo de la densidad es suficiente. La fórmula del CIPM depende principalmente de cuatro parámetros de entrada: presión barométrica, temperatura del aire, humedad relati-

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va (o punto del rocío) y el contenido de CO2 en el aire. Esta última magnitud es de difícil obtención, en el sentido que su medición es muy poco frecuente en meteorología, y en especial en energía eólica. Por ello la expresión CIPM puede ser reducida (SIM MGW7/cg-01/v.00) a una versión exponencial como:

Donde: ρ es la densidad del aire en kg/m3, p es la presión atmosférica en hPa, hr es la humedad relativa del aire en %, t es la temperatura del aire en ºC. Esta fórmula ofrece resultados con una incertidumbre relativa de aproximadamente de 2,4 x 10-4 bajo las siguientes condiciones ambientales (sin incluir todavía la incertidumbre debida a los instrumentos de medición): 600 hPa ≤ p ≤ 1.100 hPa 20 % ≤ h ≤ 80 % 15 ºC ≤ t ≤ 27 ºC Con la última ecuación los datos de entrada se reducen a tres: presión atmosférica, humedad relativa y temperatura del aire. Analicemos con la dependencia de la densidad de ellos tres: Para un sitio dado, si la presión y temperatura se mantienen pero la humedad aumenta un 40 %, la densidad disminuye alrededor de un 0,25 %. Si ahora la temperatura y la humedad son constantes, y se disminuye la presión un 40 %, la densidad cae un 40 % aproximadamente también. Si, finalmente, la presión y humedad son constantes, pero la temperatura aumenta

Tabla 6.4 / Ejemplos de densidad de aire en tres ciudades del Ecuador

un 40 %, la densidad disminuye un 4 % aproximadamente. En conclusión, la densidad del aire es altamente dependiente de la presión atmosférica (altitud). La temperatura tiene también cierta influencia apreciable pero en menor escala. La influencia de la humedad puede considerarse muy pequeña, y para ciertas aplicaciones, despreciable. En conclusión, con miras a obtener un buen sitio de aprovechamiento eólico en función de la densidad del aire, los lugares cercanos al nivel del mar serán los mejores. Un sitio con menor temperatura promedio también será mejor que otro de temperatura más alta. Esto se puede apreciar con tres ejemplos prácticos, para las ciudades de Guayaquil, Quito y Cuenca, como se muestra en la Tabla 6.4, utilizando datos de las estaciones meteorológicas de la Agencia Espacial Ecuatoriana para un día al azar, a la misma hora. Como se aprecia por condiciones de situación geográfica (altitud), y climáticas (temperatura y humedad) un lugar puede tener mejores propiedades de densidad de aire. Aun incluso si son lugares de situación geográfica parecida las particularidades pueden arrojar resultados diferentes. Nótese que una ciudad como Guayaquil puede tener 25 % más de potencial energético eólico que una ciudad como Quito, sólo por su ubicación y climatología.

6.3 / Formación del Viento. Tipo de Vientos El viento, como muchos fenómenos terrestres, está relacionado a sus movimientos planetarios: rotación y traslación. Por tanto puede considerarse a la energía eólica, otra energía derivada de la interacción de la Tierra con el

Estación

Guayaquil

Cuenca

Quito

humedad presión barométrica temperatura densidad

84 % 1.010,75 mbar 23,2 ºC 1,1779 kg/m3

79 % 686,35 mbar 13,1 ºC 0,8300 kg/m3

96 % 718,3 mbar 10,5 ºC 0,8768 kg/m3

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Sol. El viento debe entenderse como ocasionado por fenómenos a nivel de gran escala y de pequeña escala. O sea, el viento en un determinado punto geográfico tiene origen tanto en los efectos planetarios como en las particularidades del sitio: características climáticas, orografía, influencia humana. Al analizar la bondad de un sitio eólico para su explotación se realiza un estudio de micro-escala, factor inherente al tamaño de la aplicación. Esto no impide, sin embargo, que los efectos de macro-escala sean tomados en cuenta. De hecho, muchos software de cálculo eólico utilizan aproximaciones y traslaciones de efectos de gran escala para intentar predecir el viento en cierto lugar. Primero se explora la producción de viento a gran escala. Como se puede fácilmente intuir, el movimiento de rotación de la Tierra también produce un movimiento sobre los elementos que se encuentran en ella: hidrósfera, atmósfera y litósfera. Aunque éste no es un movimiento totalmente uniforme, y depende de muchos factores, su periodo a escala humana puede considerarse constante. En el ecuador la velocidad de giro es aprox. 1.670 km/h. Esta velocidad disminuye según el coseno de la latitud. Así por ejemplo, Nueva York a una latitud de 40º Norte, es 1.670 x cos(40º) = 1.279 km/h. Como dato curioso se puede mencionar que el terremoto producido en Chile en 2010 de 8,8 grados Richter, según estimaciones científicas de la NASA (Jet Propulsion Laboratory), habría causado que el día se redujera en 1,26 microsegundos y el eje se haya desplazado aprox. 8 cm. En el caso del terremoto de Japón de 2011, de magnitud 9,0 habría provocado una reducción de 1,8 microsegundos y un cambio en el eje de 17 cm. El caso de Sumatra de 9,1 grados en el año 2004, el efecto habría sido 6,8 microsegundos y un cambio de eje de 8 cm. Asimismo cálculos científicos indican que con el embalse de la central hidroeléctrica china ‘Tres Gargantas’ (22.500 MW, 40 km3 de agua) lleno por completo, el día se ralentizará en 0,06 microsegundos,

haciendo de la Tierra más redonda en el centro y más achatada en los polos. Todo esto debido al cambio en la distribución de masas, y consecuentemente en el momento de inercia. Cuanto más larga sea la distancia de una masa a su eje de rotación, más lento girará. Derivación de la rotación de la Tierra son los movimientos de masas oceánicas y masas atmosféricas, como los resultados más perceptibles. El efecto Coriolis [Gustave Coriolis, Francia (1792-1843)], es la descripción de la fuerza inercial que se produce sobre objetos en movimiento cuando se observan en un marco de referencia giratorio. Coriolis demostró que, si las leyes de movimiento de los cuerpos de Newton se aplican en un marco de referencia giratorio, una fuerza inercial - actuando a la derecha de la dirección del cuerpo en movimiento para una rotación en sentido antihorario al marco de referencia o a la izquierda para una rotación de las agujas del reloj - debe incluirse en las ecuaciones de movimiento. El efecto de la fuerza de Coriolis es una desviación aparente de la trayectoria de un objeto que se mueve dentro de un sistema de coordenadas giratorio. El objeto en realidad no se desvía de su trayectoria, pero parece hacerlo a causa del movimiento del sistema de coordenadas. Cuando un objeto se mueve en Tierra hacia el Hemisferio Norte, la trayectoria resulta curvada hacia la derecha respecto de la trayectoria inicial. Cuando se mueve en el Hemisferio Sur, la trayectoria se curva hacia la izquierda. Esto se debe a que la rotación terrestre es en sentido oeste a este. Debido al efecto Coriolis (Figura 6.12), los aviones pueden hacer correcciones de su curso, así como los patrones que siguen misiles o cohetes. Hay que tener en cuenta que en el desplazamiento del objeto en movimiento no hay que considerar solamente la velocidad de giro del sistema de referencia, sino también, como en

275

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Debe tenerse en cuenta que la fuerza de Coriolis se la llama a veces ‘ficticia’. Esto se usa para explicar las aceleraciones observadas en un marco inercial, es decir en el sentido del cambio del sistema de coordenadas que se utiliza para la interpretación del fenómeno. Como se ha visto, la rotación del planeta produce el movimiento de las masas de aire según el principio de Coriolis. Estos vientos a escala global o vientos planetarios, sin embargo, no son los únicos. Si no se consideraran otras fuerzas o fenómenos, y un objeto se moviera con sujeción únicamente a la fuerza de Coriolis, se podría formar lo que se llaman círculos inerciales (Figura 6.13).

Figura 6.12 / Desviación por efecto Coriolis.

el caso de la Tierra, la latitud. La velocidad tangencial de un lugar sobre la superficie de la Tierra es función de la latitud. La velocidad es cero en los polos y de valor máximo en el ecuador. Por consiguiente, la desviación de Coriolis está relacionada con el movimiento del objeto, el movimiento de la Tierra y la latitud. Por esta razón, la magnitud del efecto viene dado por φ.seno(2νω), en el que ν es la velocidad del objeto, ω es la velocidad angular de la Tierra y φ es la latitud. Matemáticamente la fuerza de Coriolis se expresa:

276

Donde : m es la masa del cuerpo, ω es el vector de velocidad angular del sistema de referencia, υ es el vector de velocidad del cuerpo en el sistema rotatorio.

Figura 6.13 / Círculos inerciales debidos al efecto Coriolis

La mayoría de sistemas físicos son complejos, y son el resultado de la interacción de múltiples fuerzas. Por tanto, la generación de viento también se explica en otro fenómeno asociado al movimiento planetario: la traslación y la radiación solar. Las diferentes temperaturas que se alcanzan en la Tierra debido al movimiento de rotación (secuencia día/noche o variación diurna), también son influidas por la cercanía al Sol (variación estacional). La radiación solar puede producir variaciones típicas de 10 a 12 ºC en el transcurso de un día y de hasta 40 ºC en-

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tre estaciones, dependiendo de la latitud y factores como el tipo de superficie terrestre, pues los grados de albedo pueden ser muy distintos. El calentamiento de la superficie del suelo, los cuerpos sobre su superficie, las masas de aire, la diversa reflexividad, la variación diurna y estacional, la orografía, el rozamiento o fricción entre masas oceánicas y el aire, la gravedad que afecta al aire, la altitud, entre otros, inducen la creación de presiones atmosféricas heterogéneas. Por tanto, habrá zonas con mayor presión atmosférica que otras, o un gradiente de presión. Asimismo habrá zonas con mayor temperatura que otras, al igual que densidades de aire por la interdependencia antes formulada. La influencia de la temperatura es especialmente apreciable a bajas alturas, en las cercanías con el suelo y los accidentes geográficos. El aire caliente, por su menor densidad, tenderá a moverse hacia arriba y el aire en una zona de alta presión atmosférica se inclinará a moverse hacia una zona de menor presión. (Figura 6.14). En meteorología se suele utilizar mapas con isobaras, o sea líneas que unen puntos con iguales valores de densidad (Ver Figura 6.15). Alrededor de una zona de baja presión, las líneas se vuelven de forma circular aproximadamente. Si sólo existiera la fuerza de presión el aire se movería perpendicularmente a las zonas de is-

obaras, pasando de alta a baja presión. Cuando las distancias entre isobaras son pequeñas, el gradiente de presión es fuerte, y por tanto, las velocidades del viento son más altas. Tanto la fuerza de Coriolis como la fuerza de la presión atmosférica existen simultáneamente. Cuando se produce un viento resultante del equilibrio entre la fuerza de Coriolis y del gradiente horizontal de la presión atmosférica, a éste se lo llama viento geostrófico. Cuando el equilibro se produce entre fuerza de Coriolis, el gradiente de la presión y la fuerza centrípeta, se llama viento del gradiente. Los sistemas ciclónicos o depresiones son zonas donde hay presiones bajas. Los ciclones, en su acepción como tormenta, son justamente puntos donde hay una muy baja presión atmosférica en la parte inferior, y una muy alta presión en la parte superior. Por el contrario, un sistema anticiclónico es una zona donde existen altas presiones atmosféricas. El hecho de que la fuerza de Coriolis es cero en el ecuador y muy débil cerca, explica por qué los ciclones tropicales, como los huracanes y tifones no se forman en el ecuador, aunque hay otros factores, como el agua caliente del océano, que podría provocarlos. Los vientos alisios son vientos que soplan con dirección y velocidad constante relativamente.

277

Figura 6.14 / Flujo de aire de zona de alta presión a zona de menor presión.

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Ver gráfico a color / pag. 421

Figura 6.15 / Mapa isobárico de Sudamérica. Fuente: NCEP

Circulan desde zonas subtropicales (alrededor de los 30º de latitud sur o norte) hacia el ecuador. El efecto Coriolis hace que se desvíen en dirección noreste en el hemisferio norte y en dirección sureste en el hemisferio sur. Tienen su origen en el movimiento por cambio de presión. Los vientos contralisios son aquellos que hacen el proceso inverso, es decir, se dirigen del ecuador hacia las zonas tórridas, afectados igualmente por el efecto Coriolis. Tienen su origen en el movimiento por cambio de temperatura.

278

Los vientos del oeste o céfiros occidentales son aquellos que se forman en las regiones subtropicales y se dirigen hacia el norte hasta aproximadamente los 50 o 60 grados de latitud. Son producidos por el contraste de temperatura entre el ecuador y los polos. El aire caliente que está a una presión más alta tiende a moverse

hacia los polos. Sin embargo, la fuerza de Coriolis cambia la dirección del flujo. Cuando se alcanza el equilibrio entre ambas fuerzas, se produce el viento con una importante componente hacia el oeste. Los vientos de levante polar, vientos del este polar o vientos del frente polar, son aquellos que se forman entre los 60 y 90 grados de latitud, o sea hasta llegar a los polos terrestres. Éstos se originan en las regiones más frías de los polos a una alta presión, dirigiéndose hacia las zonas donde terminan los vientos del oeste, a menor presión. Una vez más el efecto Coriolis provoca que los aires polares con rumbo a latitudes más bajas giren. Ya que se originan en la dirección este se conocen como vientos del este. La figura 6.16 muestra los principales vientos globales. Finalmente se deben explicar las corrientes en chorro o jet stream. Éstas consisten en una

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fuerte y estrecha corriente de aire concentrada a lo largo de un eje casi horizontal en la alta troposfera o en la estratosfera, caracterizada por una fuerte cizalladura vertical y horizontal del viento. Se producen principalmente en la tropopausa. Se localizan en la región polar y subtropical. Algunas aeronaves aprovechan estas corrientes (con velocidades de aprox. 120 km/h) para volar más rápido. El flujo atmosférico terrestre en zonas cerradas descrito recientemente se resume definiendo tres celdas o regiones (Figura 6.17):

• La celda Polar.- es la zona de circulación entre la zona subtropical y la polar.

• La celda de Hadley.- es la zona de circulación entre la zona ecuatorial y tropical.

En las zonas de valles y montañas también se producen efectos locales, produciéndose constantes transferencias térmicas del aire entre la zona de valle y la zona de cumbre según sea la noche o el día, y por ello flujos de masas de aire.

• La celda de Ferrel.- es la zona de circulación entre la zona tropical y subtropical.

A escala más pequeña, son notorias por ejemplo en las zonas costeras, las brisas marinas, que se forman cuando durante el día el aire se calienta sobre el mar y asciende sobre la tierra que está más fría. A la inversa, durante la noche se produce un enfriamiento más rápido de la tierra, y una brisa terrestre desciende sobre el mar, es decir el aire frío recorre la pendiente descendente hacia el mar.

Ver gráfico a color / pag. 421

279 Figura 6.16 / Vientos globales y celdas atmosféricas. ZCIT = zona de convergencia intertropical. A = zona de alta presión. B = zona de baja presión. Fuente: Prentice Hall Inc.

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Figura 6.17 / Celdas atmosféricas. Fuente: National Weather Service (EE.UU.)

Los vientos anabáticos son los vientos húmedos y cálidos que ascienden en las zonas montañosas por la ladera. Los vientos catabáticos, en sentido contrario, son los vientos frescos y secos que descienden de la montaña.

ideal (uniforme, incomprensible, flujo no viscoso, irrotacional) produce una constante. En otras palabras, si reducimos la sección por donde pasa el fluido la velocidad de éste aumentará.

Dentro los fenómenos que se producen a macro-escala y micro-escala están los efectos colina y los efectos túnel. Ambos son consecuencia de aplicar el principio de conservación al flujo de aire. Recordando la ecuación de continuidad:

La ecuación de Bernoulli [Daniel Bernoulli, Holanda (1700-1782)], que no es otra cosa que aplicar el principio de conservación de la energía mecánica a fluidos, nos dice que si la velocidad de un fluido aumenta a medida que avanza a lo largo de una línea de flujo horizontal, la presión del fluido disminuirá:

Vemos que la relación entre la velocidad y el área de la sección de un tubo de flujo imaginario (Figura 6.18) por la que circula un fluido

280

Figura 6.18 / Tubo imaginario de flujo para un fluido.

Donde p es la presión del fluido, ρ su densidad, v su velocidad y h su elevación.

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Figura 6.19 / Efecto túnel entre montañas.

El efecto túnel del viento se produce cuando el flujo de aire debe pasar de circular por un espacio abierto a uno más cerrado, usualmente este encajonamiento se produce en barrancos, quebradas, cañones, pasos estrechos o gargantas profundas entre dos montañas. Al reducirse la sección por donde pasa el viento, éste incrementa su velocidad (Figura 6.19). Aunque el efecto túnel es muy común en zonas montañosas, la ubicación de máquinas aerogeneradoras sólo suele hacerse cuando las pendientes que forman el valle son suaves y no escarpadas, lo cual no es muy frecuente. Una pendiente irregular, escabrosa producirá altas turbulencias que pueden significar un bajo rendimiento de la máquina o inclusive su daño mecánico. Cuando el flujo de aire se acelera al pasar sobre un montículo o colina se le conoce como efecto colina. Las líneas de flujo se comprimen al transitar por encima de la cumbre produciéndose una mayor velocidad del viento. Es muy habitual que las máquinas aerogeneradoras se ubiquen en las colinas. Nuevamente la situación de las pendientes y la regularidad de

ellas alrededor del punto de cumbre influirán en la calidad de ese viento acelerado. Riscos y peñascos escarpados, pendientes muy pronunciadas, terrenos con múltiples obstáculos como edificaciones, arboledas, sembríos, etcétera, pueden producir turbulencias indeseadas. Obsérvese en la figura 6.20 la diferencia entre las líneas de flujo que pasan sobre una colina suave y una colina con pendientes pronunciadas. De la mecánica de fluidos se sabe que existe el efecto Coandă [Henry M. Coandă, Rumanía (1886-1972)], el cual consiste en que un flujo laminar tiende a seguir el contorno de la superficie sobre la que incide, dependiendo esencialmente de la viscosidad del fluido. La capa límite es una capa de cortadura con flujo no uniforme retardado producida por el contacto del fluido con un cuerpo sólido; o sea, es el cambio de velocidad y dirección del fluido al chocar con la superficie de un cuerpo. La rugosidad de la superficie es fundamental en el comportamiento de la capa límite, pudiendo continuar la forma laminar o producirse un flujo turbulento. Un cuerpo romo o de geometría obtusa, por ejemplo, producirá flujos turbulentos.

281

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Figura 6.20 / Flujo laminar (arriba) y flujo turbulento (abajo) en una colina de diferentes pendientes.

282

La zona turbulenta donde se producen vórtices o torbellinos se llama estela. Las estelas producen pérdida de presión en el fluido entre otros efectos. En ocasiones turbulentas el fluido puede perder su capacidad de reincorporarse a la velocidad y dirección del flujo que tenía antes del obstáculo. En estos casos se dice que hay una separación de flujo o de la capa límite. La separación se debe a una pérdida excesiva de cantidad de movimiento del fluido de la capa límite cerca de la pared del cuerpo, cuando el fluido debe moverse aguas abajo con un gradiente adverso de presión dp/dx>0. Si la presión decrece, dp/dx < 0, se dice que hay un gradiente favorable, en el cual no se produce nunca la separación de flujo. Este comportamiento fue descubierto por el investigador alemán Ludwig Prandtl (1875-1953) a principios del siglo veinte. Prandtl hizo su presentación con tan sólo 29 años de su teoría en un congreso de matemáticos en agosto de 1904, en Heidelberg, cuna de la universidad más antigua de Alemania (1386). Sin su aporte, las mejoras tecnológi-

cas del mundo de hoy en aeronáutica, turbinas hidráulicas, automovilismo y fluido-dinámica en general no serían posibles. Matemáticamente la cantidad de movimiento sobre la pared del cuerpo puede escribirse como:

Donde u es la velocidad, magnitud vectorial en función de (x,y), variables de posición, U(x) es la corriente exterior, p es la presión y μ es el coeficiente de viscosidad; expresión bidimensional obtenida de las ecuaciones diferenciales de la cantidad de movimiento particularizada en la pared del cuerpo.

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Figura 6.21 / Efecto del gradiente de presión en el perfil de velocidades de una capa límite.

Cuando el gradiente de presión es adverso, la segunda derivada de la velocidad exactamente sobre la pared es positiva, mientras en la parte exterior de la capa debe ser negativa para empalmar suavemente con la corriente exterior. Así, la segunda derivada debe anularse en algún punto intermedio, un punto de inflexión matemáticamente hablando, y el perfil de velocidades en la capa límite con gradiente adverso de presión tendrá una forma típica en S. En la Figura 6.21 puede verse la modificación del punto de inflexión (PI) según varía el gradiente de presión. En el caso a) el gradiente es favorable y el perfil es convexo, sin punto de inflexión y por ello sin separación. Es decir, dU/dx > 0 y dp/dx < 0. En el caso b) el gradiente de presión es nulo, y el punto de inflexión está en la propia pared del cuerpo. No hay separación de flujo. Es decir dU/dx = 0 y dp/dx = 0. En los casos c), d) y e) el gradiente es adverso, el punto de inflexión se ubica en la capa límite a una distancia de la pared que aumenta con la intensidad del gradiente adverso. Para c) el gradiente es débil, dU/dx < 0, dp/dx > 0, y todavía no existe separación pero el flujo es susceptible de pasar a turbulento con bajos números de Reynolds. En el caso d) el gradiente adverso es crítico, dp/dx > 0, la pendiente es nula en la pared es decir el esfuerzo es nulo, y ya se produce una separa-

ción. En el caso e) el gradiente de presión es fuerte, es decir dp/dx >> 0. Se produce un flujo inverso en la pared, y la corriente principal se desprende o separa de la pared, es decir hay una "región desprendida." Una característica del efecto colina, consecuentemente, serán las variaciones en el perfil de velocidad. En una colina con pendientes suaves el perfil vertical de velocidad se verá relativamente ‘mejorado’ desde el interés del aprovechamiento eólico, puesto que a menores alturas se podrá conseguir más altas velocidades. Sin embargo, esta aparente mejoría, a cierta altura de crecimiento se verá anulada pues el flujo se vería de nuevo inmerso en la corriente previa no afectada por la colina. En breves palabras se tendría una reducción de la velocidad. Si siguiéramos creciendo en altitud, nuevamente volveríamos a ver un incremento en la velocidad esta vez debido a un gradiente favorable por la menor incidencia de los obstáculos terrestres y la influencia de las capas atmosféricas superiores. A continuación se presentan algunos ejemplos gráficos: La figura 6.22, caso a), representa claramente a una colina con pendientes suaves. El efecto colina o de aceleración en las cercanías a la superficie es visible sobre la cumbre. El perfil de velocidades tiene forma de S; es decir, se pre-

283

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cuchillas. En color gris y línea entrecortada se muestra la zona donde se producen vórtices. Las pendientes de entrada y salida son bastante inclinadas. En el área aguas abajo en relación a la dirección predominante, se puede observar que ya existe una región desprendida ya que el flujo es inverso. Esta zona contendrá torbellinos independientes del flujo previo a la interacción de la arista con el viento.

Figura 6.22 / Perfil de velocidad y efecto colina en pendientes suaves.

senta una inversión en la velocidad -una deceleración- a cierta altura, una vez que ha pasado el efecto colina. Luego se vuelve al perfil esperado en el que la velocidad aumenta según se incrementa la altitud.

Figura 6.24 / Perfil de velocidad y efecto colina en pendientes escarpadas y mesetas anchas.

Figura 6.23 / Perfil de velocidad y efecto colina en pendientes escarpadas.

284

La Figura 6.23, caso b), representa un cerro de forma puntiaguda o puntosa, típica de zonas montañosas con aristas, es decir crestas finas, escarpadas, también conocidas como

La Figura 6.24, caso c), muestra una cumbre montañosa en forma de meseta angosta. Las pendientes de entrada y salida son igualmente elevadas. Como es de esperar, tanto en la parte inicial, en sentido de la dirección predominante del viento, como en la parte posterior se producen torbellinos y desprendimiento de flujo. Asimismo en la parte inicial de la meseta también se presenta flujo inverso y separación de flujo; sin embargo, a cierta distancia el flujo tiene opción de recuperarse ya que se pierde el efecto turbulento. Esta circunstancia es importante en el análisis de emplazamientos eólicos, ya que si las condiciones orográficas lo permiten, es posible evitar o reducir el efecto de la turbulencia. Nótese que la altura de la máquina también será factor fundamental en la incidencia de los flujos turbulentos. La Figura

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Figura 6.25 / Efecto estela de un aerogenerador. Parte C. Fuente: Dpto. Física. U. de Córdoba.

6.25 resume las diferentes maneras (la primera idealizada) en que el flujo de aire podría llegar a una turbina.

rumbos. La rosa de dirección correspondiente con valores de frecuencia es la presentada en la Figura 6.26.

Por todo lo explicado, en análisis eólicos es conveniente realizar una inspección de la rugosidad del terreno en varias direcciones alrededor de un punto de interés específico, para determinar los posibles comportamientos del viento a través de la rosa de rugosidad y del perfil vertical de velocidad de viento. Enseguida se muestra un ejemplo de un sitio eólico en donde se ha realizado perfiles longitudinales del terreno dividiendo la rosa de vientos en 12

La dirección predominante en el ejemplo es la oeste-noroeste, seguida por la dirección sur-sureste. En un análisis eólico del tipo de terreno circundante se escoge la distancia al punto de referencia según criterios de topografía, intensidad de viento, frecuencia o recurrencia. El examen es conveniente realizarlo por pares de dirección, siendo por supuesto entre dos direcciones opuestas, y señalándose la dirección de prevalencia entre las dos. Finalmente, se com-

285

Figura 6.26 / Ejemplo de predominancia de dirección en un sitio eólico.

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286

Figura 6.27 / Perfiles longitudinales de terreno por pares de rumbo.

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Tabla 6.5 / Cizallamientos calculados para las direcciones de la Figura 6.27 N

NNE

ENE

E

ESE

SSE

S

SSO

OSO

O

ONO

NNO

0,121

0,044

0,068

0,153

0,064

0,122

0,092

---

---

0,019

0,033

0,127

parará entre pares agrupados en función de la recurrencia, velocidad y aporte energético, a fin de encontrar métodos para ubicar mejor las torres meteorológicas o torres de aerogeneradores, para reducir o evitar la turbulencia (Figura 6.27). Una revisión rápida a los distintos perfiles nos dejará como primera impresión que es posible encontrar problemas de turbulencia en la dirección Oeste-noroeste ya que hay un acantilado a aprox. unos 80 m previos al sitio de interés. Asimismo en apariencia la dirección ENE debería producir un bajo valor de cizallamiento al avizorarse que hay una pendiente suave y regular de unos 400 m aprox. antes del sitio. Los cizallamientos calculados para estas direcciones son presentados en la Tabla 6.5. Las direcciones SSO y OSO carecen de cifras por insuficiencia de recurrencia de datos para llegar a valores confiables. A pesar de la estimación subjetiva inicial, los cálculos (basados en valores reales de mediciones) indican que el rumbo con mayor rugosidad, respecto al sitio de estudio, es el Este, seguido por el Nornoroeste (NNO), Sursureste (SSE) y Norte. La dirección Oeste por otro lado, seguida por la Oeste-Noroeste (ONO) y Estesudeste (ESE), son las direcciones con menor cizallamiento, en otras palabras con menor efecto de turbulencia. Contrario a lo que se podía pensar en inicio, la dirección ONO resultó estar entre las de mejor resultado. Esto destaca la necesidad de efectuar mediciones en los sitios de interés y no sólo confiar en apreciaciones de carácter subjetivo, las cuales pueden ser aceptables si se

desea una primera aproximación previa a una campaña de medición. La interacción entre suelo y viento puede ser muy compleja, sujeta a cambios por pequeños detalles orográficos, y dependiente de la fuerza del viento. Así, por ejemplo, el hecho de que el cizallamiento no sea tan alto en la dirección ONO puede deberse a una alta velocidad de viento en esa dirección en conjunto con una distancia relativa a la quebrada, permiten que se soslaye el accidente geográfico en esa dirección. Para pequeñas aplicaciones eólicas, como electrificación rural, la visualización de probables problemas de turbulencia es crucial ya que las máquinas suelen ubicarse usualmente muy cercanas a la aplicación. La Figura 6.28 muestran las turbulencias que podría provocar una pequeña vivienda frente al viento. Una regla general de aplicación sencilla indica ciertas distancias horizontales y verticales mínimas a cumplir respecto de los obstáculos principales en relación a la dirección predominante del flujo de viento para evitar los efectos negativos de la turbulencia sobre aerogeneradores. Para máquinas pequeñas (diámetro entre 5 y 6 m) es recomendable colocar el aerogenerador en torres de al menos 12 m de altura. También se aconseja que la pala en su parte inferior esté al menos 5 m por encima del obstáculo cuando está a pequeña altura y se halle cercano a la turbina. Si la altura del obstáculo es comparable o ligeramente mayor a la de la turbina, pero la turbina se puede colocar distante, se recomienda al menos 100 m de distancia (Figura 6.29).

287

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Figura 6.28 / Turbulencia producida por una pequeña vivienda.

Figura 6.29 / Guía para ubicación de pequeños aerogeneradores en relación a obstáculos. Parte A. Fuente: Small Scale Wind Systems (Khennas, Dunnett, Piggott, 2003)

Otra pauta -de mejor concepción- puede observarse en la figura 6.30. Si no se dispusiesen de métodos más técnicos, una forma sencilla de ver la altura de la influencia de la turbulencia es volar una cometa a la cual se aten varios listones a intervalos regulares, a fin de verificar visualmente la zona de disturbio y la zona de flujo suave. Estas recomendaciones son válidas para aplicaciones de pequeña escala

donde usualmente se coloca una sola máquina de pequeña potencia y diámetro de rotor. En arreglos de dos o más máquinas, con grandes potencias, alturas y diámetros de máquina, es obligatorio realizar un estudio de turbulencia, el cual es un proceso físico y matemático complejo; usualmente apoyado en poderosos programas informáticos de cálculo.

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Figura 6.30 / Guía para ubicación de pequeños aerogeneradores en relación a obstáculos. Parte B. Fuente: Wind Power, Paul Gipe, 2004.

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La turbulencia no es producida únicamente por los obstáculos que produce el viento. Es lógico suponer que una turbina eólica se convierte en sí misma en un elemento perturbador del flujo del aire. Se conoce como efecto estela al flujo de viento turbulento producido por un aerogenerador. La Figura 6.31 ilustra este fenómeno.

na aguas abajo. La Figura 6.32 ejemplifica este concepto. Podemos resumir que el viento tiene su origen tanto en fenómenos a escala astronómica como a escala local. Existen vientos globales de macro escala y vientos superficiales de meso y micro escala. El estudio de ambos casos es de interés en los proyectos eólicos, aunque lógicamente los de efecto localizado son los predominantes. La escala del proyecto también influirá mucho en el nivel de entendimiento que cada uno amerite.

6.4 / Energía del viento

Figura 6.31 / Efecto estela de un aerogenerador. Parte A. Fuente: Danish Wind Industry Association, 2003.

Esta estela puede llegar a afectar a otro aerogenerador ubicado aguas abajo del primer aerogenerador en la dirección predominante del viento. Dependiendo de la magnitud de esta turbulencia, el efecto puede producir pérdidas de energía, además de originar perjuicios mecánicos que reducen la vida útil de la máqui-

Intuitivamente se puede decir, por lo estudiado hasta aquí, que la energía que contiene el viento depende no sólo de su velocidad sino de su densidad. Ahora queda por resolver cómo calcular esta magnitud física incluyendo estas dos variables. La energía cinética del viento puede expresarse como Ec=1/2 mV2; con m la masa del aire y V su velocidad. Por otro lado, sabemos que el flujo másico o caudal másico está dado por la relación m = m/t = ρAV; en donde ρ es la densidad del aire, A el área de una sección transversal al flujo del aire y t el tiempo. Si la energía cinética la expresamos en forma de potencia,

289

Figura 6.32 / Efecto estela de un aerogenerador. Parte B. Fuente: C. Méndez, F. González, E. Gavorskis, O. Ravelo.

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es decir P = Ec / t, podemos combinar las dos ecuaciones anteriores para obtener la potencia del viento para una sección dada cualquiera como:

mente antes del disco a pb y decae hasta painmediatamente después. La presión del flujo de entrada y salida son iguales, una vez pasado el disco el flujo tiende a recuperarse, una vez superada la estela. Para mantener la turbina quieta mientras se extrae la energía del viento debe actuar una fuerza F dirigida hacia la izquierda sobre su soporte.

Utilicemos ahora la siguiente analogía de un tubo de corriente propuesta por el científico alemán Albert Betz (1885-1968) en 1920, a través de su obra “Utilización máxima teórica posible del viento en aerogeneradores” (en lengua original ‘Das Maximum der theoretisch möglichen Ausnutzung des Windes durch Windmotoren’).

Si se aplica la ecuación cantidad de movimiento horizontal entre las secciones 1 y 2:

En la Figura 6.33, supóngase que el flujo de viento16, representado por el tubo de corriente, proviene desde la izquierda y que la turbina se representa mediante un disco imaginario que produce un salto de presiones a través del plano de la turbina. El disco tiene un área A y la velocidad del viento es V. El flujo viento tiene una velocidad de entrada V1 y una velocidad de salida V2. La presión sube hasta inmediata-

290

Figura 6.33 / Tubo de corriente de Betz.

16 Demostración tomada y adaptada del texto ‘Mecánica de Fluidos’, Frank M. White, McGraw Hill, 2003

Donde m es el flujo másico o gasto másico del aire (la variación de masa por unidad de tiempo). Si se aplica el mismo concepto para un volumen de control justo antes y después del disco se obtiene:

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Igualando las dos ecuaciones:

Aplicando la ecuación de Bernoulli entre los puntos de entrada (1) e inicio del disco (b), y entre el punto de salida del disco (a) y la salida del tubo (2) se tiene:

La resolución simultánea de estas ecuaciones, aplicando el producto de dos binomios conjugados y sabiendo que la definición de flujo másico es:

Para facilitar el análisis posterior se hace un cambio de variable definiendo b=V2/V1, de tal manera que se elimina la variable V2 (a b se le llama también coeficiente de velocidad inducida o parámetro de interferencia); lo que deja la ecuación anterior en la forma:

Si aplicamos a esta ecuación el teorema de la primera derivada para hallar los extremos relativos, podremos obtener el valor máximo de potencia teórico. Aplicando la derivada con respecto a la variable b, considerando el área un valor contante e igualando a cero:

Nos produce:

Resolviendo en conjunto la ecuación de la fuerza en la turbina, F, descrita antes y esta ecuación de la velocidad en la turbina (promedio de la velocidad de entrada y salida), se puede hallar la potencia extraída en el disco ideal (turbina):

La fórmula cuadrática para resolver la ecuación de segundo grado nos da dos valores para b: -1 y 1/3. El valor físico procedente es b = 1/3; por tanto la relación entre V1 y V2 queda como:

Reemplazando este valor en la ecuación previa de la potencia, resolviendo para V1 se obtiene que la máxima potencia se da cuando:

291

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Hasta ahora se ha supuesto que el flujo era ideal y que la turbina es ideal; sin embargo, en realidad esto no es así. En el caso de la turbina el rozamiento entre ésta y el viento hará que existan pérdidas. También es intuitivo pensar que cuando el aire pasa a través de una turbina, éste sigue teniendo movimiento, una velocidad, aunque menor a la inicial. Si la máquina tomara toda la energía del aire, el aire aguas abajo de la máquina tendría velocidad cero. A partir de este hecho (el que existirán pérdidas por fricción en el disco o turbina) se define un rendimiento del rotor: el coeficiente de potencia, que consiste en la relación entre la potencia de la turbina y la potencia disponible del viento:

Obsérvese que a la generalización inicial de la potencia del viento simplemente se le ha aplicado la referencia de posición en el punto inicial 1. Usando dentro de esta fórmula la potencia máxima que acabamos de ver, obtendremos el máximo coeficiente de potencia teórico:

292

Este valor sería el límite máximo teórico de energía del viento que se podría obtener a través de una turbina eólica. Este límite se conoce como número o límite de Betz. Esta eficiencia se atiene solamente al rendimiento mecánico de la turbina. Téngase en cuenta que habrá otros rendimientos posteriores que analizar: rendimiento de la hélice, del multiplicador de velocidades, del generador o alternador eléctrico, del transformador eléctrico, de la conducción eléctrica, entre los principales. Usualmente el rendimiento global del sistema suele ser inferior al 48 % (Figura 6.34).

Figura 6.34 / Curva Cp versus coeficiente b. Se observa el valor máximo de Betz.

Existen diversos trabajos de varios autores que sostienen que es posible superar el límite de Betz, sugiriendo nuevos apreciaciones físicas y/o consideraciones matemáticas.17 En el mundo técnico y comercial existe un coeficiente que es de mayor utilidad a la hora de definir las prestaciones de una turbina eólica. Este valor se conoce como coeficiente de empuje, y es un parámetro que indica las características de la estela que el aerogenerador produce. El coeficiente de empuje, denominado CT, determina la capacidad de dispersión cuando el viento atraviesa la turbina. A mayor velocidad del viento, la estela producida aguas abajo tiene menor dispersión. A menor velocidad para la turbina es más fácil dispersar una estela. A menor dispersión es más fácil para el flujo de aire recuperar la dirección y velocidad. Ma-

17

Textos para consulta: • Is the Albert Betz Law Stating the Maximum Wind Turbine Efficiency of 16/27’s Accurate?, Robert W. Bass, 2007 • Aerodynamics of V/STOL Flight, Barnes W. Mc Cormick, 1999 • Beating Betz – Energy Extraction Limits in a Uniform Flow Field, P. Jamieson • On the Possibility to Overcome Betz Limit in Wind Power Extraction, Horia Nica, 2011

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temáticamente la expresión para el coeficiente de empuje es la siguiente:

Si queremos expresar la ecuación de potencia del viento en función de la energía tendremos que aumentar al tiempo como variable. Obtendremos así la ecuación clásica de la energía eólica:

Donde V es la velocidad en el buje de la turbina y F la fuerza de empuje:

Por lo que el coeficiente de empuje en función del coeficiente de velocidad inducida queda:

Fácilmente se puede deducir que cuando b = ½, CT alcanza un valor máximo de 1. Valores b cercanos a ½ harían que V2 sea próxima a cero y el área A2 muy grande, lo cual es poco probable lograr con un sistema real. Incluso si b fuera menor a ½ la velocidad V2 se volvería negativa, algo en realidad no es posible con una turbina. La figura 6.35 muestra diferentes valores de CT para aerogeneradores comerciales.

Si esta misma ecuación la ponemos con el término del área de barrido desarrollado, es decir en función de un diámetro D, tendremos:

La conclusión más importante que podemos obtener de esta fórmula es que la energía del viento en cualquier sitio de interés depende de la densidad del aire, del área de barrido de las aspas, por supuesto de la velocidad del viento, del diseño de la turbina y también de la cantiVer gráfico a color / pag. 422

293 Figura 6.35 / Coeficientes de empuje para diferentes modelos de aerogeneradores. En el eje x se encuentran valores de velocidad de viento y en el eje y valores de CT. Fuente: Fuhrlander.

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dad de horas que se produce viento. En otras palabras, un buen sitio eólico será aquel que tenga características climáticas de alta humedad, esté lo más cerca posible al nivel del mar, de bajas temperaturas promedio, con alta velocidad y duración del viento. En cuanto a la turbina, mientras mayor sea el área de captación (área de barrido), y mientras mejor sea el diseño aerodinámico de la máquina (alto coeficiente de potencia), la turbina proporcionará más energía. Es claro que el ser humano sólo puede amoldarse a las condiciones climáticas de un sitio, ya que muy difícilmente puede controlar factores climáticos u orográficos. El viento se producirá donde la Naturaleza disponga. Sin embargo, la descripción anterior sirve como una guía de búsqueda de lugares propicios. Las grandes dimensiones de las palas o aspas de los aerogeneradores se explican en la fórmula anterior, lo que obliga a un lógico incremento en la altura de la torre (Véase figura 6.36). Nótese que la búsqueda de grandes alturas de torres no está ligada exclusivamente al diámetro de las palas sino también a evitar los efectos de turbulencia y obstáculos del suelo.

Otra conclusión a destacar es la gran sensibilidad de la energía a la velocidad. Si la densidad del aire, o el área de barrido, o la duración en tiempo del viento de un sitio eólico se incrementa en 10 %, la energía a obtener también se incrementará en el mismo 10 %. Sin embargo, si la velocidad del viento se incrementara un 10 %, la energía se incrementará un 33,10 %. Si la velocidad del viento se duplica, la energía se multiplica por un factor de ocho. Este análisis también demuestra que a más de procurar realizar mediciones de gran fiabilidad de temperatura, humedad relativa, presión atmosférica, dirección del viento, e inclinación del flujo, es necesaria una mayor confiabilidad en la medición de la velocidad del viento. Un error del 5% en la medida de la velocidad, puede repercutir en un error del 16% aprox. en la cuantificación de energía, sea en sentido hacia el alza o hacia la disminución, según el sentido del error. Una equivocación de este tipo puede representar la incorrecta aceptación de un proyecto (o por el contrario su rechazo), normalmente valorada en función de su rentabilidad, la cual se fundamenta a su vez en la producción anual de energía.

6.5 / Identificación de sitios eólicos No existe una regla infalible para encontrar sitios eólicos pues como se ha explicado son demasiadas las variables globales y sobre todo locales que influyen en el comportamiento del viento. Existen, sin embargo, varias fuentes o ayudas a las cuales recurrir. Enumeraremos algunas: • Mapas eólicos • Mapas isobaras • Indicadores biológicos • Configuración orográfica • Experiencia de pobladores • Campañas de medición

294 Figura 6.36 / Incremento de la potencia en una turbina en función del incremento en altura de latorre.

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Los mapas eólicos son una herramienta muy útil como una guía general para saber si ciertas regiones pueden tener o no potencial. Tanto las velocidades como direcciones predominantes de viento que se publican son simplemente indicios o referencias. Los mapas eólicos, además, suelen realizarse para alturas distintas a las que se requiere para una aplicación de generación, siendo su retícula o rejilla usualmente de resolución de varios cientos de metros o kilómetros. También debe tenerse mucho cuidado en la forma de obtención del mapa. Algunos utilizan datos históricos de estaciones meteorológicas en conjunto con observaciones satelitales para obtener las interpretaciones.

Muchos lugares del mundo carecen de estaciones meteorológicas con mediciones confiables de parámetros eólicos (instrumentación de calibración dudosa o series incompletas), las tienen en número escaso (baja cobertura territorial) o simplemente no las tienen. Los efectos orográficos también son de muy difícil análisis y lógicamente las modelaciones matemáticas para terrenos complejos serán más complicadas de realizar que en zonas de topografía regular, aumentando el índice de incertidumbre. El mapa eólico del Ecuador (Figura 6.37), por ejemplo, ha sido desarrollado usando el modelo MASS (Mesoscale Atmospheric Simulation Ver gráfico a color / pag. 422

295 Figura 6.37 / Atlas eólico (a 80 m) con las provincias más relevantes del Ecuador en cuanto a potencial eólico. Fuente: MEER.

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System), que es del tipo mesoescala, estadístico. El atlas eólico del Ecuador fue producido a 30, 50 y 80 m de altura. Las estimaciones indicadas por los gestores del trabajo indican un potencial bruto de 1.670 MW. Siendo Loja y Azuay las provincias con mayor proyección. Los mapas isobaras ya fueron explicados anteriormente tanto en su obtención como en su interpretación. Estos mapas normalmente poseen resoluciones o escalas muy grandes, a nivel global o regional, incluso superiores a los atlas eólicos especializados, que hacen poco práctica su utilización en proyectos de pequeña, mediana o incluso gran escala. Su producción y obtención también es difícil, estando relegado su uso a prácticamente los círculos meteorológicos. Los indicadores biológicos son análisis subjetivos que se realizan a la morfología de la vegetación en un lugar. Esta vegetación comúnmente son árboles, arbustos o vegetación de altura representativa, a los cuales la influencia del viento ha producido una deformidad en su crecimiento, creando desproporciones entre ramas, tallos y hojas, además de inclinación sobre el tronco. De acuerdo al trabajo publicado por el pionero eólico Palmer Coslett Putnam (1900-1984), que recoge a su vez aportes del botánico Robert Fiske Griggs (1881-1962), se definen 8 tipos de deformidad, en orden ascendente, al efecto del viento (Figuras 6.38 y 6.39):

Tipo 0: Sin deformidad alguna. El viento no ha influenciado en el crecimiento. Tipo I: Efecto peinado. La copa del árbol aparece ligeramente asimétrica. Hojas y ramas pequeñas alineadas según dirección del viento.

296

Tipo II: Ligeramente abanderado. La copa del árbol tiene una notable asimetría. Ramas pequeñas y extremos de ramas grandes se doblan con el viento. Copa del árbol moderadamente asimétrica.

Figura 6.38 / Indice de deformidad Putnam-Griggs. Vista superior y vista lateral. Fuente: Putnam (1948).

Tipo III: Moderadamente abanderado. Las ramas grandes ya se doblan en la dirección del viento, igual los laterales de la copa. Fuerte asimetría. Tipo IV: Fuertemente abanderado. Comienza a descubrirse un lado del árbol (a barlovento). Se forma una figura de bandera. Tipo V: Parcialmente inclinado. El tronco del árbol está parcialmente inclinado. Copa del árbol y ramas principales curvadas acercándose hacia el suelo. Tipo VI: Completamente inclinado. El árbol está casi paralelo al suelo dentro de los límites de estabilidad. Tipo VII: Efecto alfombra. El árbol está severamente torcido, con ramas ralas, asemejando un arbusto.

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Figura 6.39 / Índice de deformidad Putnam-Griggs y rango de velocidad de viento asociado.

Para árboles de copa esférica (como el eucalipto), la deformación puede calcularse mediante la expresión (Wade, Hewson, 1979):

Pino

Eucalipto

Ciprés Donde A es la distancia media del perímetro de la copa del lado de sotavento, B es la distancia media del perímetro de la copa del lado de barlovento y C es el ángulo medio del perímetro de la copa y el fuste, a sotavento. En el caso de coníferas (pino, ciprés, casuarina) de copa puntiaguda, cónica, la expresión se convierte en algo similar:

Casuarina

Donde V es la velocidad promedio anual de viento a 10 m sobre el nivel del suelo. Para una mejor visualización de las expresiones anteriores se presenta la Figura 6.40.

Donde α es el ángulo formado por el borde de la copa y el fuste del lado de sotavento, β es el ángulo formado por el borde de la copa y el fuste del lado de barlovento y γ es el ángulo promedio de la desviación del fuste hasta el borde de la copa. Con el índice de deformación es posible hallar una relación (usualmente empírica) entre especies arbóreas y velocidad de viento. Los trabajos de Ponce y colegas, por ejemplo, determinan algunas relaciones útiles para ciertas variedades, en una investigación con especies de Chubut, Argentina:

297 Figura 6.40 / Parámetros para cálculo de índice de deformación.

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Esta forma de identificar sitios eólicos debe ser tomada con precaución, puesto que en lugares donde el viento es fuerte pero no tiene una dirección claramente predominante este efecto deformante del crecimiento puede verse muy disminuido, o incluso cancelado. Se reproduce además una recomendación expuesta por Poncey Roberts (1996): “no debe tenerse en cuenta la vegetación cercana al mar debido a que el daño de la sal en áreas costeras puede, por un lado, reforzar el grado de deformación y por el otro, producir un valor erróneo de la inclinación del árbol como consecuencia del rechazo al salitre. Los árboles costeros deformados por el viento pueden ser comparados unos con otros, pero no deben ser comparados con árboles con deformación eólica de localidades no costeras.” Se insiste en el concepto de que este método es orientativo y no puede reemplazar jamás a una medición efectiva.

La configuración orográfica es la identificación del efecto colina, efecto túnel, la ubicación de collados en lindes de valles con transición térmica, puntas peninsulares, entre otras características tal como se ha explicado anteriormente. Un analista con experiencia se ayudará, junto con otras herramientas, de su capacidad de interpretar las características del terreno para ubicar los mejores sitios eólicos. La experiencia de los pobladores, por otro lado, es recurrir al diálogo con habitantes de la zona como una buena guía inicial. Quién más que un residente de la zona en estudio para indicarnos las características climáticas del lugar. Si bien es cierto que muchos pobladores no suelen tener conocimientos técnicos sobre velocidad o dirección del viento, ellos pueden ayudar con indicaciones valiosas que el analista puede usar en su prospección. Algunas veces las personas se equivocan con la intensidad del viento (lo que a ellos puede parecerles un viento muy fuerte, puede realmente no serlo) o con la recurrencia de éste (la frecuencia es a veces mucho menor de lo que se presume); por eso queda en el experto el tomar con las precauciones debidas a la información recibida. Definitivamente las mediciones eólicas es el factor clave en la determinación de la conveniencia del aprovechamiento de un sitio eólico. Ya que una medición puntual en el tiempo no nos serviría para nada, realmente se habla de campañas de medición. Al igual que en el diseño de centrales hidroeléctricas es conveniente estudiar al recurso agua con la mayor cantidad posible de datos históricos de caudales hídricos de la cuenca, en el análisis eólico será preferible y deseable poseer la mayor cantidad de datos de medición del viento.

298 Figura 6.41 / Ejemplo de árbol deformado por acción del viento.

Ya que es frecuente encontrarse con carencia de datos de estaciones meteorológicas cercanas, es usual que el investigador deba realizar sus propias mediciones. Recuérdese que en energía eólica los efectos locales son muy incidentes, sobre todo en terrenos de topografía

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compleja, y estaciones a distancias relativamente no tan grandes pueden tener datos no correlacionados. Enseguida se darán unos consejos para realizar campañas técnicas de medición.

6.5.1 / Sugerencias y normas para la medición de sitios eólicos Tiempo de medición. Es recomendable realizar campañas de medición de al menos un año de duración, puesto que con ello al menos estaremos registrando la variación anual climática producida por la traslación de la Tierra alrededor del sol; pero mientras más tiempo se pueda tener registros mejor será la calidad del análisis. Si la escala del proyecto es de varios MW, por ejemplo una planta de producción comercial, es recomendable al menos 3 o 4 años de medición. Nótese que así como puede haber años hídricos secos o lluviosos, puede haber años ventosos o calmos. El tiempo de medición dependerá de las características del proyecto: orografía, presupuesto, intensidad de viento, tamaño del aerogenerador, altura de la turbina. Proyectos muy peque-

ños, usualmente de presupuesto reducido, pueden no requerir campañas de medición largas, bastando algunas mediciones puntuales que garanticen que el recurso existe con aceptable disponibilidad. Estos proyectos se apoyan normalmente en otras herramientas como los indicadores biológicos o el diálogo con los pobladores de la zona. Las magnitudes medidas suelen registrarse en intervalos de 10 min, aunque también suele usarse (con menos costumbre) intervalos de 15, 30 o 60 min. Prácticamente el intervalo de registro se selecciona de acuerdo a la importancia de la etapa de estudio (prospección, prefactibilidad, factibilidad) y la capacidad de memoria del equipo de registro. Lo más prudente siempre será procurar registros a intervalos de 10 min. La justificación del uso del intervalo 10 min viene dada por el llamado espectro de Van der Hoven. Este análisis se realizó en el Laboratorio Nacional Brookhaven, las oficinas del U.S. Weather Bureau en Oak Ridge y Idaho Falls. Consiste en investigar el espectro de potencia del viento como función de las oscilaciones con frecuencia de variación continua. Para el movimiento vertical del viento la mayor contri-

299

Figura 6.42 / Espectro horizontal de velocidad de viento por Van der Hoven.

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bución a la varianza total (desviación estándar al cuadrado) está dentro del rango de frecuencias de 10 a 1000 ciclos por hora. En el caso del movimiento horizontal, la varianza dentro de aquel rango es sólo una pequeña parte de la variancia total. Al final, el problema tiene un símil en tratar de hallar el intervalo de muestreo espectral adecuado para la reconstrucción de una función (Figura 6.42). Van der Hoven (con contribuciones previas de H. A. Panofsky) demostró que existe una gran cantidad de energía de Foucault en el rango de frecuencia entre 0,01 y 100 ciclos/hora, distribuidos entre dos picos (a periodos de 4 días y 1 minuto). El primer pico se debe a las fluctuaciones de viento por sistemas de presión migratorias de macroescala. El segundo se origina en el rango micrometeorológico siendo un tipo de turbulencia convectiva y mecánica. Así se verifica que habría fluctuaciones de tipo estacionales y otras horarias. Entre estos dos picos existe una separación o salto espectral amplio (llamada también ventana o valle espectral) centrado entre las frecuencias 1 y 10 ciclos/hora aprox. Si se define el valor medio para la velocidad como:

Donde x es la coordenada de la dirección media del viento, que en un terreno plano estaría en un plano horizontal; VX es la velocidad instantánea, T es el periodo. Ya que se considera solamente el movimiento horizontal, y al ser VY y VZ perpendiculares entre sí, estas dos coordenadas se consideran cero. La observación de la gráfica de Van der Hoven y la ecuación anterior nos permite extraer las siguientes ideas:

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• El contenido energético del viento entre el periodo 10 minutos y 5 horas es bastante pequeño.

• El valle espectral separa claramente lo que son variaciones turbulentas del viento de lo que son variaciones diarias. • El valor apropiado de T sería 10 min. Con valores T inferiores o iguales a 10 min. las variaciones del viento promedio, para escalas del orden del día, estarían adecuadamente representadas por una curva continua. Con periodos ligeramente mayores a 10 min, se obtendría una curva discontinua en forma de escalera. Esta conclusión por supuesto se ha obtenido para la medición de la velocidad de viento, pero obviamente por lógica consecuencia las demás magnitudes a medir (dirección del viento, temperatura, etcétera) deberán registrarse al mismo intervalo a fin de tener una coherencia.

Lugar de medición. La selección del lugar de medición está ligada a la existencia del recurso eólico, pero también lo está a la factibilidad técnica y económica de la colocación posterior de un aerogenerador. Algunos lugares, a pesar de presentar buena velocidad de viento, tienen alta turbulencia inclusive a alturas representativas. Una orografía muy complicada puede hacer inasequible económicamente (más que técnicamente) la ubicación de un aerogenerador. Dependiendo de la escala del proyecto, a la ubicación de las estaciones de medición se debe considerar factores como la futura ubicación de aerogeneradores, infraestructuras eléctricas, viales, edificaciones, información topográfica, entre otros. En fases iniciales en ocasiones se prefiere colocar la torre de medición en un lugar de fácil instalación, para luego en base a los datos medidos realizar las adecuaciones necesarias al punto de ubicación del aerogenerador. También es usual en proyectos grandes ir relocalizando las estaciones de medición según conveniencia o necesidad. Para que los

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datos sean útiles se requerirá mínimo un año de medición.

Cobertura de medición. Si la rugosidad de la zona de estudio es alta es conveniente colocar varias estaciones de medición con distancias no superiores a 1 km o 2 km entre sí. Si el terreno es plano, con pequeñas colinas de pendiente suave, una baja altura y cantidad obstáculos, la distancia puede aumentarse. Siempre se requerirá un análisis concienzudo de la orografía. En proyectos de pequeña escala, la zona de estudio es relativamente pequeña y con una estación anemométrica puede ser suficiente. En proyectos de gran escala se necesitará del análisis de áreas extensas de varios kilómetros, tanto si el terreno es complejo o no. Lo que suele efectuarse es primero un análisis computacional previo de la región de interés, para luego en base a dicho estudio seleccionar los sitios de mejor prospecto.

Estaciones climáticas cercanas. Como en cualquier análisis científico, mientras más datos se dispongan, mejor calidad de análisis se obtendrá. A veces es posible apoyarse en datos registrados por estaciones meteorológicas cercanas al punto de estudio. Normalmente estas estaciones pertenecen a aeropuertos, son parte de los sistemas de predicción del clima de los organismos meteorológicos nacionales o locales, de instituciones de investigación científica u organismos gubernamentales. Para que el uso de estaciones cercanas sea factible debe apreciarse con cuidado la distancia de la estación de referencia al punto donde se requiere el análisis (mientras más cerca mejor), la altura de medición (en estaciones climáticas o aeroportuarias usualmente se usa 10 m) el intervalo de registro (frecuentemente 60 min.).

Tipo de torre. La altura de la torre o poste de medición, por regla general, debe aproximarse lo más que se pueda a la altura del buje del futuro aerogenerador. En aplicaciones de pequeña escala torres entre 10 y 20 m suelen ser usuales. En aplicaciones de gran escala se utilizan torres entre 40 y 100 m de altura. El tipo de torre también estará muy ligado a la altura. La sustentación de la torre se vuelve de mayor dificultad para alturas grandes. Existen dos tipos fundamentales de torres: de celosía y tubulares (poste). A su vez cada uno de estos tipos puede tener dos formas de sustentación: auto-portantes (con basamento) o arriostradas (atirantadas, venteadas). En general, las torres de celosía son más costosas que las tubulares, y las auto-soportadas más caras que las arriostradas. Por ejemplo, el costo de una torre de 80 m auto-soportada puede oscilar entre 105.000 y 130.000 USD, incluyendo el transporte al sitio de emplazamiento, las fundaciones, la mano de obra de montaje y exceptuando la instrumentación. Una torre de 80 m venteada por su lado puede costar entre 25.000 y 30.000 USD bajo las mismas consideraciones. Como se puede deducir, las torres venteadas suelen ser las más escogidas. La economía del proyecto una vez más juega un papel fundamental en la selección del tipo óptimo de torre. Un proyecto pequeño difícilmente ameritará torres de gran altura o complejidad constructiva. Por otro lado, proyectos de elevadas potencias corrientemente requerirán grandes alturas de torre. También la flexibilidad puede ser un factor influyente. Si se requiriese el traslado de la torre de un sitio a otro, para una torre con basamento esto significaría la realización de una nueva fundación, un componente que es costoso. La reubicación de torres venteadas es una tarea mucho más fácil, y por tanto económica. Las torres meteorológicas auto-soportadas se usan en aplicaciones que se podrían considerar definitivas como en

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parque eólicos o donde una torre venteada no es posible instalar. La principal restricción de una torre venteada es la disponibilidad de espacio. La colocación de los vientos suelen requerir distancias grandes.

res, ha causado la fascinación humana toda su existencia. En la Antigüedad el aire se estudiaba dentro de la rama esotérica de la alquimia. Se representaba mediante un triángulo con un vértice apuntando al cielo y una raya intermedia para distinguirlo del símbolo del fuego (Figura 6.43). Bajo este aspecto mágico se lo asociaba al alma, la libertad, al movimiento eterno.

LIDAR. El Laser Imaging Detection and Ranging es un tipo de aplicación láser que permite medir la velocidad de viento. Su principal ventaja es que evita la instalación de torres o postes de medición, ya que normalmente su forma física es muy compacta y cúbica, lo que le permite ser portable y reubicable. Esto es muy útil en terrenos de alta complejidad orográfica donde el espacio o el costo de instalar una torre puede ser un obstáculo.

Figura 6.43 / Símbolo de la alquimia del aire. Fuente: Speculum Alchemiae, siglo XV, autor anónimo.

Otra ventaja de los equipos basados en tecnología LIDAR es su aceptable precisión y la altitud que se puede alcanzar con las medidas (hasta 300 m), lo que permite obtener perfiles de viento que usualmente no se podrían obtener con torres tradicionales. Su costo suele ser una barrera a la hora de su uso, debiéndose hacer un análisis preliminar que determine su rendimiento adecuado en función de las necesidades del proyecto.

6.6 / Tecnología de la energía eólica 6.6.1 / Historia

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La palabra viento, proviene del latín ventus (en singular, y venti en plural), que en dicho idioma quería significar corriente, ráfaga, vendaval, brisa. El viento ha atraído históricamente la atención del ser humano tanto en aspectos místicos como otros prácticos. La capacidad del viento de ser fluido, incorpóreo, imprevisible, destructor a momentos, apacible otros, con poder para mellar rocas, mover barcos o producir el movimiento de las olas de lagos y ma-

Figura 6.44 / Escultura en terracota del año 18 AD de un dios del viento. Galería Municipal Casa Liebig, Museo de la Escultura Antigua, Frankfurt. Foto: Maicar

En la mitología griega, Aeolus o Eolo, era el dios de los vientos y regidor de Tesalia (norte de Grecia) y las Islas Eolias (mar Tirreno, norte de Sicilia). Sin embargo, no era el único dios de los vientos (ver por ejemplo la Figura 6.44). Con él coexistían otros dioses de los vientos o Anemoi, según las cuatro direcciones cardinales: Céfiro o Zephyrus quien era el dios de los vien-

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tos del oeste; Boreas, de los vientos del norte; Notos del sur y Euros del este. Se relacionaban con las estaciones, así Céfiro se asociaba a la brisa primaveral, Boreas al frío gélido de invierno o Notos a las tormentas de verano. A ellos se sumaba el monstruo marino Tifón que provocaba las tormentas del mar. Los Anemoi tenían su equivalente en la cultura romana en los Venti, así el par latino de Boreas era Aquilón, de Notos era Austro o Auster, el de Céfiro era Favonio, de Euros era Vulturno. Entre las múltiples culturas del mundo que han deificado al viento vale la pena mencionar a la extinta cultura taína del Caribe, de la cual heredamos la palabra huracán, proveniente de Juracán, dios del caos y las tormentas. También es de referir que en la cultura inca el dios de la lluvia y el viento era Con o Kon. En lengua quechua, viento se dice huayra o huaira, y loma de viento huairapungo. Esta cultura realizaba culto a cuatros vientos (www.pueblosoriginarios. com): Huayra Puca (viento colorado), Huayra Muyu (viento circular), Huayra Ritu (viento frío) y Huayra Yana (viento negro). Además de la creación de mitos y leyendas por parte de las distintas culturas a lo largo de la historia, éstas aprendieron a darle usos prácticos al viento en la vida cotidiana: para impulsar naves marinas e incluso algunos carromatos terrestres, en moliendas de granos, bombeo de agua, riego, señales e emblemas comerciales o de guerra, instrumentos sonoros, aireadores de habitáculos, juguetes, entre muchos otros. Así por ejemplo, los primeros molinos de los que se tiene registro datan de la época del imperio Persa, alrededor de 1.000 A.C. y en China cerca del año 1.200 A.C. Se cree que los primeros barcos a vela se utilizaban ya 5.000 A.C. Un ejemplo de este tipo de naves se presenta en la Figura 6.45. La Figura 6.46 muestra un sistema (conocido como Hydraulis) que aprovechaba el viento para su operación. Una de las aplicaciones más conocidas de la fuerza del viento, es la molienda de granos.

Figura 6.45 / Unos de los primeros barcos egipcios a vela (1.400 AC aprox.), mural en la tumba de Menna, Sheij Abd el-Qurna, Egipto.

Figura 6.46 / Organo Hydraulis. Siglo III AC Instrumento atribuido al griego Ctesibio y descrito por Herón de Alejandría. Funcionaba a base de agua y aire. Recreación, tomada del libro ‘Herons von Alexandria, Druckwerke und Auto-matentehather’

Aunque esta forma de trabajo nació en la Antigüedad, no fue hasta la Edad Media que se dio cierto nivel de industrialización y masificación, especialmente en España y Holanda. Son legendarios los molinos de viento recogidos en la literatura por la mano de Cervantes o las clásicas estampas paisajísticas de los Países Bajos. (Figura 6.47). Con el advenimiento de los descubrimientos eléctricos a finales del siglo XVIII y principios del siglo XIX, y sobre todo con la implementación a gran escala de las redes eléctricas surgió la inquietud de utilizar el viento como fuente

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agua hizo posible la expansión colonizadora. El molino de viento europeo, introducido por inmigrantes holandeses y alemanes, era poco práctico porque estaban diseñados para la molienda de granos y requerían mucho cuidado. Daniel Halladay (también Hallady o Halliday), en 1854, construyó un diseño propio en Ellington, Connecticut. Éste consistía en añadirle al molino una cola o veleta para dirigirlo según la cambiante dirección del viento (Figura 6.48). Figura 6.47 / Panorámica de molinos de grano conservados en Holanda. Fuente: www.holland.com

de producción de energía eléctrica, aunque en principio en forma descentralizada y puntual. La fabricación masiva de motores y generadores en corriente alterna y corriente continua dio el impulso final para investigar la aplicación del recurso eólico a la producción energética. Los primeros registros modernos de aplicaciones de energía eólica con fines eléctricos involucran la adaptación de los ya conocidos molinos de viento. Los problemas iniciales consistían en la regulación de velocidad, direccionalidad del viento, turbulencia, regulación de voltaje, protecciones mecánicas y eléctricas, sistemas de transmisiones, aspectos que de varias maneras hoy en día aún siguen siendo retos técnicos a diferente escala.

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Hay que notar que para la época del desarrollo eléctrico, los últimos dos decenios de la segunda mitad del siglo XIX, a escala comercial y masiva, los principales molinos no eran los eólicos, sino los que utilizaban como fuente de energía novedades de la primera y segunda fase de la Revolución Industrial como motores a combustible, sistemas a vapor o inclusive sistemas tradicionales de agua fluyente, por poseer mayor potencia, estabilidad y fiabilidad. El uso de molinos de viento había decaído bastante para el periodo, sobre todo en Europa. Sin embargo, en Estados Unidos se desarrollaron algunos progresos tecnológicos. En Texas, la tierra habitable se reducía a las zonas con abastecimiento de agua constante. La utilización de molinos de viento para bombeo de

El mecanismo impulsor del sistema de bombeo de agua residía en una especie de rueda o círculo con varias tablillas o paletas de madera que nacían del eje central horizontal, que formaban cierto ángulo respecto al viento. Este diseño permitía que para fuertes vientos el mecanismo redujera por sí solo la velocidad, sin necesidad de una vigilancia constante. La transmisión de energía mecánica se realizaba a través de un simple eje y un pequeño volante de inercia a los cuales estaba enclavado el émbolo o barra de aspiración. El sistema en su conjunto era compacto, se montaba sobre una torre de madera de cuatro patas que podía construirse sobre un pozo en un solo día. Las compañías ferroviarias reconocieron inmediatamente en estos molinos de viento a un medio barato de suministro de agua para las máquinas de vapor y una forma de atraer colonos a regiones semi-áridas, en las cuales planeaban colocar raíles. En 1860, Houston Tap y Brazoria Railway compraron los derechos a fabricar y utilizar ‘el molino de viento’ de James Mitchell para las servidumbres de paso desde Houston a Wharton. Para 1873 el molino de viento se había convertido en un importante abastecedor de agua para los ferrocarriles, los pequeños pueblos donde no había sistemas públicos de agua y las pequeñas granjas. Al inicio, muchos de estos primeros molinos fueron artilugios caseros, ineficientes y toscos que sólo funcionaban si el viento pegaba en la dirección correcta. Posteriormente se desarrolló una industria que proveía diseños más confiables y eficientes.

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305 Figura 6.48 / Cartel publicitario de la compañía U.S. Wind Engine & Pump Co. de los molinos de viento autoregulados de madera (arriba-izquierda) y anuncio publicado por la oficina “The Times” en 1854 (arriba-izquierda). Foto del inventor Daniel Halladay (abajo-derecha) y dibujo original de la patente. Ironman Windmill Co., Bibliotecas Universitarias Rutgers de Nueva Jersey.

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En 1883 Stuart Perry reemplazó la madera por un diseño en acero. Para 1912, prácticamente los diseños en madera no se vendían. Halladay tuvo su propia compañía: la U.S. Wind Engine & Pump Co., la cual fue muy exitosa, llegando a emplear a cerca de 200 obreros. En cierto momento existieron alrededor de 1.000 fábricas de molinos de viento en los Estados Unidos, aunque muchas eran fábricas pequeñas con diseños deficientes de molinos que a la primera tormenta se rompían. En la época de mayor mercado una fábrica llegó a producir 100.000 unidades al año, llegando a exportar a varias regiones del mundo (Iroman Windmill Co., 2014). Muchos creen que el desarrollo del Oeste de Estados Unidos, o regiones rurales de Argentina, Sudáfrica, Nueva Zelanda se impulsó gracias al molino de viento para bombeo de agua. Una vez que fue consolidándose la tecnología de los motores eléctricos, inmediatamente surgió la inquietud de trasladar su aplicación a los molinos de viento. El primer dispositivo rotativo movido por electromagnetismo fue construido por el inglés Peter Barlow en 1822 (Doppelbauer, 2014). Aunque varios inventores e investigadores alrededor del mundo trabaja-

ron simultáneamente en forma aislada o coordinada a veces en el desarrollo de máquinas rotativas eléctricas, se puede considerar que el primer motor eléctrico rotativo real fue desarrollado en 1834 por el alemán Moritz Jacobi. Entre 1885 y 1889 se vio la aparición del motor trifásico. Con estos antecedentes de desarrollo industrial, a finales del siglo XIX, aproximadamente entre 1888 y 1900, varios experimentos con molinos de viento para generar electricidad tuvieron lugar, especialmente en Estados Unidos y Dinamarca (Sheperd, 2009). Charles Francis Brush (1849-1929) es considerado el padre de los aerogeneradores eólicos modernos. Algunos de sus inventos se aprecian en la Figura 6.49. Fue un empresario, inventor estadounidense que destaca por ser uno de los pioneros en aplicaciones prácticas de la electricidad y por ser uno de los rivales de otro inventor: Thomas Alva Edison (1847-1931). Ambos procedentes del estado de Ohio, símbolo de la pujanza industrial del siglo XX. Brush poseyó su propia compañía eléctrica y fue inventor del alumbrado público (NNDB, Notable Names Database, www.nndb.com). Trabajó varios años

306 Figura 6.49 / Reportaje sobre el molino de Brush en la revista Científico Americano de diciembre de 1890 (izquierda) y Aerogenerador de Charles Brush en su casa de Ohio (derecha). Wind Energy in America, Robert. W. Righter.

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como químico y vendedor de mineral de hierro, aunque dedicaba muchas horas a la investigación del fenómeno eléctrico. En 1879 diseñó una mejora en la creación del arco eléctrico en lámparas (la lámpara de arco), volviendo práctica la producción industrial de las luminarias de alumbrado público. Ese mismo año su compañía fue la primera en suministrar electricidad a una ciudad grande: San Francisco. Cleveland, en 1880, fue la primera ciudad del mundo en contar con alumbrado de calles eléctrico al construir una planta hidroeléctrica (1882) en St. Anthony Falls, cerca de Minneapolis. Para 1886 diseñó un banco de baterías mejorado, y durante el invierno de 1887-1888, desarrolló el primero molino eólico eléctrico funcional. Este primer aerogenerador funcionó desde 1888 hasta 1908 en la casa de Brush, en su mansión de la Av. Euclides de Cleveland, y convirtió asimismo a su vivienda en la primera en autoabastecerse de energía eléctrica. La torre tenía 60 pies (18 m) de hierro forjado, de 40 toneladas se asentaba en un muñón que se extendía 8 pies (2,4 m) en mampostería. La rueda del molino de viento medía 56 pies (17 m) de diámetro, tenía 144 palas y una superficie vélica de 1.800 pies cuadrados (167 m2). La cola medía 60 pies de largo y 20 pies de ancho. Un eje de 20 pies (6 m) dentro de la torre movía poleas y correas, que a pleno rendimiento accionaban una dínamo a 500 rpm. La dínamo se conectaba a 408 baterías en el sótano de Brush. Estas celdas secas prendían 350 lámparas incandescentes, que iban desde 10 hasta 50 candelas, tres motores eléctricos y dos luminarias de arco. Todo el sistema producía 12 kW de corriente continua en su apogeo. El molino de viento al parecer trabajó 20 años, mientras las baterías duraron hasta 1929.

6.6.2 / Aerogeneradores modernos El siguiente paso en el desarrollo de los aerogeneradores modernos lo dio el científico danés Poul La Cour (1846-1908), llamado el ‘Edison danés’. Trabajando como subdirector en el

Instituto Meteorológico danés, en 1878 inventó la rueda fónica (Museo Poul La Cour, www. poullacour.dk), un dispositivo que permitía a los telegrafistas enviar hasta 100 telegramas simultáneamente por el mismo cable. El similar de Edison a la época lograba la transmisión de 4 telegramas. Inventó el cratóstato, un aparato para nivelar mecánicamente elementos de movimiento irregular. Esta invención se convirtió en extremadamente útil cuando más tarde probó diferentes modelos de palas en túneles de viento. El cratóstato también se usó en separadores de crema de industrias lácteas y en turbinas de vapor de buques. Otra invención suya fue ‘la llave La Cour’, un instrumento eléctrico usado para controlar la electricidad de los aerogeneradores. Sus preocupaciones iniciales se centraron en el almacenamiento de la electricidad, pero luego tomó atención a los aerogeneradores cuando utilizaba la electricidad generada para procesos de electrólisis, a fin de producir hidrógeno usado en la iluminación a gas de un colegio de Askov. Fue, además, el inventor de la lámpara de hidrógeno. A partir de sus trabajos con este gas se concibió la soldadura autógena, otra de sus aportaciones. Fue pionero en usar túneles de viento para la experimentación. Sus investigaciones en los desarrollos aerodinámicos ayudaron a la implantación práctica de los aerogeneradores. Fundó en 1905 la Sociedad de Electricistas Eólicos, y fue fundador y editor del Diario de Electricidad Eólica, la primera publicación del mundo sobre energía eólica. La Cour fijó un conjunto de principios para obtener un rendimiento óptimo del rotor de los aerogeneradores (ver por ejemplo la Figura 6.50). Diseñó máquinas que generaban unas pocas decenas de kilovatios. En 1918 había alrededor de 120 empresas de energía danesas usando aerogeneradores, sumando unos 3 MW de potencia instalada. Un 3 % del consumo a la fecha. Tanto los desarrollos de Brush como de La Cour, produjeron un impulso decisivo al desarrollo eólico con fines eléctricos. En apenas 15 años,

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del mercado, a tal punto que su empresa existe hasta el día de hoy. Los hermanos Jacobs vivían en Montana a principios de los años 20 del siglo pasado, y se preocuparon de dotar a su granja con los mayores avances de la época, entre ellos de electricidad. En aquellos tiempos la electrificación rural era casi inexistente y un generador a combustible requería 3 días de viaje en tren para obtener el carburante.

Figura 6.50 / Aerogenerador diseñado por Poul La Cour. Fuente: Historical Background of the Wind Power, Isaac Braña

a finales del siglo XIX, se había pasado de molinos de viento con usos mecánicos a molinos eléctricos. Su uso principal y mayoritario fue para proveer electricidad a pequeños poblados, granjas o viviendas aisladas. El auge de la explotación petrolera coincidió con estos desarrollos, y para inicios del siglo XX el uso de derivados del petróleo se hizo intensivo dejando de lado la investigación y progreso de la energía eólica. Sólo en momentos de crisis energéticas producidas esencialmente por la carestía de combustible fósil, se retomaba el estudio y aplicación de la tecnología eólica. Esta propensión es claramente ejemplificada en Dinamarca durante la Primera y Segunda Guerras Mundiales, donde el corte del suministro petrolero hacía retomar viejas tecnologías alternativas. La crisis petrolera mundial de los años 1970 es otro ejemplo.

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La empresa de Brush devino con el pasar del tiempo en General Electric, luego de la unión/ absorción de algunas compañías, mientras La Cour realmente tenía características más filantrópicas (al igual que Brush), académicas que empresariales. Fueron otros pioneros, los hermanos Marcellus y Joe Jacobs, los que establecieron una verdadera industria dentro

Los hermanos tenían conocimientos sobre aviación y superficies de sustentación, y decidieron colocar una hélice de tres palas en el rotor en lugar de los tradicionales sistemas multipala, a fin de ganar velocidad (Jacobs Wind Electric Co. Inc., www.jacobswind.net). El cambio produjo mejores resultados, reduciéndose la vibración en la torre cuando giraba el rotor. El nuevo diseño de palas a su vez permitió al generador girar a una velocidad suficiente para producir electricidad, pero a la vez introdujo un problema. La zona tenía altas velocidades de viento, y las ráfagas podían destruir a la máquina. Se necesitaba una regulación de velocidad. Para ello diseñaron un regulador de bolas o regulador centrífugo propio. Este regulador aparte de proteger a la máquina de vientos fuertes ayudaba a mantener la velocidad del rotor constante durante las ráfagas, permitiendo una generación eléctrica más eficiente. Los hermanos Jacobs continuaron mejorando sus diseños. Pronto el éxito comercial les llegó. Inicialmente sus modelos producían 1 kW de potencia, utilizándose para cargar baterías que a su turno alimentaban luces, radios, electrodomésticos. La Jacobs Wind Electric Company fue establecida en 1928, establecieron su fábrica en Minneapolis en 1932, manteniéndola hasta 1957. Allí produjeron aerogeneradores con potencias entre los 1,5 y 3 kW. Las máquinas Jacobs se difundieron, y su nombre tenía la reputación de ser las más confiables del mercado, al punto de ser conocidas como los “Cadillac de los aerogeneradores”. Sus máquinas se esparcieron por EE.UU., Canadá, Europa, Asia e incluso la Antártica (Figura 6.51).

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Este se montó sobre una torre de celosía de 36 m con una turbina de 1,25 MW. El aparato tenía dos palas de 7,5 t y 20 m de longitud. Podía operar con velocidades comprendidas entre los 20 y 40 km por hora. La turbina operó intermitentemente hasta 1945.

Figura 6.51 / Aerogenerador de 2,5 kW ubicado en la Antártica, en 1934. Fuente: Jacobs Wind Electric Co. Inc.

La electrificación rural masiva con líneas eléctricas impulsada desde el gobierno de EE.UU. hizo que la compañía cerrara su planta en 1956 ante la falta de demanda. No obstante, la crisis del embargo petrolero de los años 70 hizo retornar sobre los pasos, y en 1974 se refundó la compañía Jacobs, esta vez en Florida. Con nueva investigación añadida, nuevos prototipos se desarrollaron y modelos de 10 kW y 20 kW se concibieron. Existieron otros pioneros como la Air Electric Machine Co., Delco-Light General Motors, HEBCO o la Herbert E. Bucklin Company, la primera en introducir el concepto de dos palas, Nelson Electric, Wind Electric Company, entre muchos más. Los aerogeneradores de gran escala aparecieron con el surgimiento de las grandes redes eléctricas interconectadas y la necesidad de producir energía en grandes cantidades para alimentar dichas redes. El primer intento de integración fue realizado en Rusia en 1931, con una máquina de 100 kW, 30 m de diámetro en Balaclava, en el Mar Negro. Funcionó sólo 2 años pero generó en ese periodo 200 MWh. En 1941 el ingeniero Palmer C. Putnam con el apoyo de la Smith Company, desarrolló el primer aerogenerador en la escala de los megavatios.

Años de esfuerzos aislados y temporales se sucedieron, hasta que la crisis de los años 1970 relanzó la tecnología eólica a los estándares que conocemos hoy. Turbinas de unas pocas decenas de kW fueron incrementándose hasta llegar a varios MW, la altura de las torres se fue incrementando junto con la superficie de barrido, es decir con el aumento del largo de las palas, mejoras aerodinámicas se implementaron, se introdujeron torres tubulares en lugar de las clásicas torres de celosía, sistemas mejorados de control de velocidad, regulación de voltaje, y otras muchas mejoras técnicas se añadieron, junto con una reducción progresiva de los costos de manufactura, operación, mantenimiento e instalación.

6.7 / Principio de funcionamiento de un aerogenerador El principio de trabajo de un aerogenerador se basa en dos conversiones básicas. La primera ocurre en el rotor (palas) el cual extrae la energía cinética del viento convirtiéndola en torque mecánico que es transferido a un eje de rotación. Luego este torque mecánico es convertido en electricidad por medio de un generador eléctrico que está conectado a la red eléctrica (directa o indirectamente), como se muestra en la Figura 6.52. La configuración en términos generales de un generador eólico está constituida por los siguientes elementos (Ver Figura 6.53): Rotor: Es el elemento encargado de extraer la energía cinética del viento y transformarla en torque mecánico mediante la rotación de las palas dada por la interacción aerodinámica de

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Figura 6.52 / Principio de funcionamiento del aerogenerador.

estas con el viento. Generalmente los rotores están constituidos por 3 palas aunque existen modelos con 2 palas. El buje es el soporte en donde se unen las palas y el cual a su vez se conectan al eje de rotación del aerogenerador.

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sorber las vibraciones y esfuerzos mecánicos. En este eje por lo general se instala el freno de emergencia que se utiliza para las operaciones de mantenimiento.

Eje principal: Está formado por un cojinete principal y el eje de rotación lento (10 a 20 rpm) el cual gira solidario al buje del rotor y es el encargado de transferir el torque mecánico a la multiplicadora y/o generador eléctrico. En algunos casos el eje principal está integrado en la multiplicadora lo cual vuelve más compacto al aerogenerador.

Generador eléctrico: Es el encargado de transformar la energía mecánica de rotación en energía eléctrica que será entregada a la red. Existen varios tipos tales como: asíncrono jaula de ardilla, asíncrono con rotor bobinado (doble alimentación), generadores síncronos y generadores síncronos multipolares. La conexión a la red dependerá del tipo de generador y puede ser directa o indirecta a través de convertidores de potencia.

Multiplicadora de velocidad: Este elemento se utiliza para elevar la velocidad de rotación del eje principal a una velocidad adecuada para la generación eléctrica (por ejemplo 1800 rpm). En algunos modelos se prescinden de este elemento ya que se utilizan generadores síncronos multipolares de baja revolución por lo que no es necesario alcanzar velocidades de rotación elevadas.

Sistema de orientación: Es el encargado de orientar constantemente el aerogenerador de tal manera que la dirección del viento siempre sea perpendicular al plano de rotación del rotor. Por lo general está constituido por motores eléctricos accionados por un sistema de control.

Acoplamiento: Es el encargado de transferir el torque de alta velocidad desde la multiplicadora hacia el generador eléctrico. Por lo general este acoplamiento es del tipo flexible para ab-

Sistema de control de potencia: Es el encargado de limitar y controlar la potencia de salida del aerogenerador. Existen dos métodos básicos a) Stall Control y b) Pitch control, los cuales se discutirán en detalle más adelante.

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Figura 6.53 / Configuración básica de un aerogenerador de eje horizontal con multiplicadora de velocidad (http://www. cubasolar.cu/biblioteca/energia/Energia36/HTML/articulo03.htm).

Sensores de viento: Son los encargados de monitorear constantemente la velocidad y dirección del viento, información que es enviada al sistema de control el cual posteriormente dar las órdenes de operación del aerogenerador. Góndola: La carcasa y chasis que contiene todos los elementos del tren de potencia antes mencionados, elementos de control y otros, a excepción del rotor (palas y buje).

6.8 / Caracterización de aerogeneradores Por su velocidad de rotación. Un primer parámetro que caracteriza el funcionamiento de los aerogeneradores es la velocidad de rotación del rotor. Actualmente, los aerogeneradores que se utilizan en parques eólicos se puede clasificar en dos grupos principalmente: de velocidad constante y de velocidad variable.

Aerogeneradores de velocidad constante En este tipo de máquinas el generador está conectado directamente a la red eléctrica y la fre-

cuencia de la red determina las revoluciones de giro del generador y las del rotor. Existen tres variantes:

Con generador asíncrono conectado directamente a la red: Este es el sistema más antiguo y simple de todos. Está constituido por un generador asíncrono de jaula de ardilla conectado a la red (Ver Figura 6.54). Su gran desventaja es que al momento de arrancar consumen potencia reactiva de la misma manera que lo haría un motor asíncrono de la misma potencia, lo cual podría provocar inestabilidad en la red, incrementándose el problema mientras mayor es el número de máquinas instaladas. Para solventar estos problemas se instalan junto con las máquinas banco de capacitores para suplir las necesidades de potencia reactiva, además de dispositivos de arranque suave (tiristores) para reducir la corriente de arranque. a. Generador asíncrono de dos velocidades fijas: Para mejorar la baja eficiencia que tiene los generadores asíncronos cuando operan a bajas potencias (bajo viento), algunos fabricantes utilizan dos generadores con distintas velocidades de rotación nominal. Uno de peque-

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Figura 6.54 / Aerogenerador velocidad constante, conectado directamente a la red.

ña potencia para bajas velocidades y otro más grande para la velocidad nominal de viento. En realidad este tipo de generador tiene los dos generadores incorporados en uno solo, de tal manera que según la velocidad de viento que se tenga se conmuta entre un devanado u otro (Figura 6.55).

b. Con generador síncrono conectado directamente a la red: Hoy en día por los avances tecnológicos en los multiplicadores de velocidad está empezando aparecer modelos de este tipo (AAER, DeWind, WikovWind).

Aerogeneradores de velocidad variable En esta configuración el generador eléctrico está conectado indirectamente a la red eléctrica, por lo que la velocidad de rotación del rotor y la del generador está desacoplado de la frecuencia de la red y pueden girar libremente. Por lo general, la conexión a la red se la realiza por medio de un convertidor de frecuencia.

a. Con generador asíncrono y control de resistencia del rotor: Esta configuración es una mejora de bajo coste para los aerogeneradores de

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Figura 6.55 / Aerogenerador de dos velocidades constantes, conectado directamente a la red

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Figura 6.56 / Aerogenerador asíncrono con control de resistencia del rotor

velocidad fija, ya que mediante la modificación de la resistencia del rotor con electrónica de potencia se modifica las características velocidad/torque del generador asíncrono, lo que permite cambiar la velocidad de rotación del rotor hasta en un 10 %. En esta configuración, la conexión a la red eléctrica sigue siendo directa (Ver Figura 6.56).

b. Con generador asíncrono doblemente alimentado: Este constituye un avance tecnológico del modelo antes citado y es usado ampliamente por la mayoría de fabricantes (Figura 6.57). En esta configuración, un convertidor

de frecuencia alimenta el rotor del generador asíncrono de tal manera que la frecuencia mecánica de rotación y eléctrica del rotor están desacopladas y la frecuencia del estator y del rotor pueden coincidir independiente de la frecuencia mecánica de rotación. De esta manera, el rotor puede girar en un amplio rango de rpm absorbiendo las fluctuaciones del viento. Adicionalmente, con esta configuración el convertidor de frecuencia es aproximadamente un 20 % de la potencia nominal del generador eléctrico ya que solo un pequeño porcentaje de la potencia de salida necesita ser tratada con electrónica de potencia.

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Figura 6.57 / Aerogenerador asíncrono doblemente alimentado

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Figura 6.58 / Aerogenerador síncrono y convertidor de frecuencia.

c. Con generador síncrono y convertidor de frecuencia: En esta configuración (Figura 6.58), el generador síncrono está completamente desacoplado de la red mediante un rectificador/ convertidor de frecuencia. La corriente alterna generada por el generador síncrono tiene frecuencia y voltaje variables debido a la velocidad variable del rotor, por lo que antes de ser entregada a la red esta corriente es rectificada y luego convertida nuevamente a corriente alterna mediante el convertidor de frecuencia. Una de las ventajas de esta configuración es que se tienen un control total del factor de potencia de la máquina a través del convertidor

de frecuencia y se puede generar potencia reactiva, lo que mejora la estabilidad de la conexión del parque eólico a la red eléctrica.

d. Con generador síncrono y accionamiento directo: Esta configuración (Figura 6.59) es similar a la anterior, con la diferencia que no se utiliza multiplicadora de velocidad, ya que el generador síncrono es del tipo multipolar, el cual, por su gran cantidad de polos, no requiere girar a altas rpm. La ventaja de este tipo de aerogeneradores es su bajo mantenimiento y poco desgaste de sus partes por las bajas revoluciones a las que está sometida la máquina.

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Figura 6.59 / Aerogenerador síncrono de accionamiento directo

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Esto además reduce los costos de operación y mantenimiento.

e. Con generador asíncrono y convertidor de frecuencia: Es muy similar a la configuración de la Figura 6.22, pero en lugar de un generador síncrono se utiliza un generador asíncrono conectado a la red mediante el convertidor de frecuencia, con lo cual podemos regular su velocidad de giro (p. ej. Vergenet, Siemens).

Sistema de Control de potencia. Un segundo parámetro a considerar en la caracterización de los aerogeneradores es el tipo de control que utilizan los aerogeneradores. Los objetivos principales de un sistema de control son: 1. Maximizar la producción de energía, 2. Asegurar una operación segura de la máquina; y, 3. Reducir los costos de operación y mantenimiento al proteger la máquina de esfuerzos y fatiga mecánica.

El principio de funcionamiento del sistema de control es maximizar la producción de energía debajo de la velocidad nominal de viento y limitar la potencia de salida cuando supera la velocidad nominal. Para lograr este propósito existen dos métodos de control: 1. control pasivo denominado “Stall Control” y 2. control activo denominado “Pitch control”

Cualquiera de estos métodos de control de potencia puede ser utilizado tanto en aerogeneradores de velocidad variable o fija. Además, en los generadores de velocidad variable se realiza un control del torque del rotor para maximizar la producción de energía, minimizar la fatiga de las palas y eje, y/o simplemente para limitar la potencia de salida.

Stall control. En esta configuración las palas del rotor están solidarias al buje y tienen un diseño aerodinámico tal que, una vez que la velocidad nominal del viento es alcanzada, empieza a decrecer su eficiencia (se reduce la fuerza de sustentación aerodinámica), disminuyendo la extracción de energía (torque). Para frenar la máquina cuando el aerogenerador alcanza la velocidad de viento máxima de operación (cut-out) se activan los frenos aerodinámicos, los cuales por lo general están ubicados en las puntas de la palas y giran contrarios a la dirección del viento. Este tipo de máquinas, al tener las palas fijas y solidarias al buje (ángulo de pala constante) tienen dificultades para arrancar en sitios con vientos bajos. Este control de potencia fue el primero en utilizarse y comercialmente es utilizado en aerogeneradores de velocidad fija con generadores asíncronos conectados directamente a la red. Aerogeneradores de velocidad variable con “stall control” son aun tema de investigación. Mediante electrónica de potencia se controla el torque del generador de tal manera que se puede regular la velocidad de rotación del rotor manteniendo siempre la eficiencia aerodinámica de la pala en el lugar óptimo, ya sea esté en máxima producción o limitando la potencia de salida. La operación de este tipo de diseño es muy sencilla ya que requiere únicamente órdenes para arrancar la máquina (liberar frenos) y para parar la máquina (aplicar frenos) basados en mediciones del viento o la potencia de salida. Se puede diferenciar fácilmente un aerogenerador con esta estrategia de control observando su curva de potencia, ya que una vez superado la velocidad nominal, la limitación de potencia no es constante en comparación a la de “pitch control”, esto se debe a que el efecto “stall” es gradual a medida que aumenta la velocidad de viento.

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Pitch control. En esta configuración la reducción de la eficiencia aerodinámica de las palas una vez alcanzada la velocidad nominal de viento se realiza de modo activo, esto es, girando las palas en su eje longitudinal (motores eléctricos o hidráulicos) para ponerse fuera del viento, limitando así la potencia de salida de la máquina. Al ser un control activo se puede regular de forma más exacta la extracción de potencia, de tal manera que una vez alcanzada la velocidad de viento nominal la potencia de salida se mantiene constante a diferencia de las máquinas que usan stall control. Para frenar la máquina una vez alcanzada la velocidad de viento máxima de operación (cut-out) y/o para limitar la potencia se giran las palas de tal manera que se producen pérdidas aerodinámicas en ellas. Por lo tanto, regulando el ángulo de pala se puede controlar, en un amplio rango, la extracción de potencia de salida, ya sea para acelerar la máquina o para frenarla. Curvas típicas de los dos sistemas de control se presentan en la Figura 6.60. Por lo general, en los aerogeneradores de velocidad variable no es necesario regular el ángulo

de pala constantemente, ya que el movimiento del rotor varía de acuerdo a las fluctuaciones del viento, por lo que se mantiene relativamente constante el punto de operación máximo de la aerodinámica de las palas.

Active-Stall control. Una combinación de las dos estrategias de control es el “active-stall control”. En este caso, las palas giran en sentido contrario a la rotación del “pitch control” lo que produce un efecto de pérdida aerodinámica. El ángulo de paso (ángulo de giro) de las palas es menor en comparación al “pitch control” y además gira con ángulos discretos contrario al control continuo. Con esta configuración se mejora de alguna manera la extracción de potencia de salida del aerogenerador a velocidades de viento mayores a la nominal en comparación a la estrategia “stall control”.

Clases La Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) ha venido, desde los inicios de la generación eólica, estableciendo normas para el adecua-

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Figura 6.60 / Curvas de potencia típicas a) Stall control y b) Pitch Control.

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Tabla 6.6 / Clasificación de aerogeneradores según su clase. Fuente: IEC. Clase I

Clase II

Clase III

Clase IV

Vref (m/s)

50

42.5

37.5

30

Vanual (m/s)

10

8.5

7.5

6

Ráfaga de referencia 50 años (m/s) 1.4Vref

70

59.5

52.5

42

52.5

44.6

39.4

31.5

Parámetros

Ráfaga de referencia 1 año (m/s ) 1.05Vref (m/s)

do diseño de aerogeneradores, de tal manera que se pueda garantizar una operación segura según los parámetros de viento y ambientales que se tengan en los lugares a instalar las máquinas. En principio, los aerogeneradores se seleccionan en función del régimen de viento del sitio. Para esto la IEC, mediante la norma IEC-61400-1, ha clasificado los aerogeneradores según se muestran en la Tabla 6.6, en donde: • Vref  es el valor máximo de la velocidad promedio del viento en un intervalo de 10 min, que estadísticamente ocurre una vez cada 50 años; • Vanual  es la velocidad media anual a la altura del eje de la turbina; • Los valores de velocidad considerados son promedios diez minútales, a la altura del buje y una densidad estándar (1,225 kg/m3).

Otro parámetro crucial para el diseño de los aerogeneradores y asegurar un adecuado funcionamiento es la intensidad de turbulencia, la cual se define como la relación entre la variación estándar de las fluctuaciones de la velocidad del viento y la velocidad promedio. La norma IEC-61400-1 especifica dos niveles de turbulencia: Nivel A (alta turbulencia) y Nivel B (baja turbulencia), que son independientes de la clasificación de velocidad de viento descrita anteriormente (Tabla 6.4). Además, en cada caso la turbulencia varía de acuerdo a la velocidad promedio anual (Vanual). La tabla 6.7 muestra la clasificación por nivel de la intensidad de turbulencia. Para sitios que no se clasifican dentro de ninguna de estas clases la norma define una quinta clase en donde los parámetros de viento y turbulencia son especificados por el fabricante.

Tabla 6.7 / Clasificación de aerogeneradores según la intensidad de turbulencia. Fuente IEC. Clase de viento Clases de turbulencia Intensidad de Turbulencia

I

II

III

A

B

A

B

0.210

0.18

0.226

0.191

A

317

IV B

0.240 0.200

A

B

0.270 0.220

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6.9 / Consideraciones sobre operación de aerogeneradores Existen dos parámetros fundamentales para caracterizar la operación de los aerogeneradores y que serán parte de las variables a tomar en cuenta a la hora de seleccionar los equipos: a. Tipo de velocidad de rotación: Variable o Fija. Dentro de esta una subclase, según el generador eléctrico, que utilizan asíncrono, síncrono y asíncrono doblemente alimentado. b. Control de potencia: Pitch control, Stall control y Active-Stall control.

Otra caracterización importante a la hora de seleccionar los aerogeneradores es el tipo de clase de viento y turbulencia para la cual está diseñada la máquina. a. Clase de viento: I(10m/s), II(8,5m/s), III(7,5m/s), IV(6m/s) b. Clase de Turbulencia: A(alta turbulencia) y B(Baja turbulencia)

Hay otras formas de clasificar a los aerogeneradores ya sea por el número de palas, sistema de orientación, usos. A continuación (Tabla 6.8 y Tabla 6.9) se resumen las diferencias para cada tipo de configuración: tipo de velocidad de rotación, tipo de generador, tipo de control de potencia.

Tabla 6.8 / Ventajas y desventajas, tipo de velocidad y control de potencia de aerogeneradores Ventajas

Desventajas

Velocidad Fija

Fabricación robusta y sencilla Sistemas de control simple. Reducción en las operaciones de mantenimiento.

Aerodinámica menos eficiente. Altas vibraciones y estrés mecánico. Ruidoso. Problemas para arrancar en lugares. con régimen de vientos bajos. Pueden provocar inestabilidad en la red.

Velocidad Variable

Reducción de los esfuerzos y vibraciones mecánicas. Permite ajustar la rotación del rotor a la velocidad de viento manteniendo una óptima eficiencia de la máquina. Comportamiento mejorado para su conexión a la red frente a los de velocidad fija (soportan huecos de tensión) Menos ruidoso Sistema más utilizado hoy en día.

Utilizan electrónica de potencia que reduce la eficiencia eléctrica. Control complicado (torque y potencia de salida). Costosos. En los modelos de accionamiento directo pueden prescindir de la caja multiplicadora.

Pitch Control

Potencia de salida constante con viento nominal o mayor. Mejor aprovechamiento del recurso a vientos altos. Sistema más utilizado hoy en día

Costos más altos. Fallas del sistema de giro de palas (motores eléctricos o hidráulicos) Mayor mantenimiento.

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Stall Control

Ventajas

Desventajas

Fabricación robusta y sencilla Control Simple

Mayores esfuerzos mecánicos y vibraciones. Poco aprovechamiento en vientos altos. Potencia de salida variable sobre la velocidad nominal. Control de potencia de salida limitado, lo que podría afectar a la red.

Tabla 6.9 / Ventajas y desventajas, tipo de generador eléctrico

Ventajas

Asíncrono

Doblemente alimentado

Síncrono

Síncrono Multipolar

Robusto y de fabricación simple Poco mantenimiento.

Puede variar su velocidad mejorando la eficiencia del aerogenerador.

Conexión simple a la red. No usan electrónica de potencia.

Usa un convertidor de frecuencia con una potencia menor a la total del generador (20%).

Puede variar ampliamente su velocidad de operación mejorando la eficiencia del aerogenerador. Puede generar potencia reactiva para la red.

Similares ventajas que las del síncrono. Bajas revoluciones de rotación.

Mejor control del consumo de potencia reactiva. Ampliamente utilizado.

Desventajas Necesitan conexión a la red eléctrica para funcionar. Consumo de potencia reactiva. Con gran cantidad de aerogeneradores pueden provocar inestabilidad en la red.

Necesitan conexión a la red eléctrica para funcionar. Consumen potencia reactiva. Usa electrónica de potencia por lo que tiene baja eficiencia eléctrica.

Control total del factor de potencia de la máquina a través del convertidor de frecuencia.

Menor fatiga y mantenimiento por bajas revoluciones. No utilizan caja multiplicadora.

Pueden funcionar conectados o no conectados a la red. Costoso y fabricación complicada. Por lo general necesitan corriente continua para el circuito de magnetización, a excepción de los modelos que usan imanes permanentes. Utiliza un convertidor de frecuencia de potencia igual a la del generador.

Similares a las del síncrono. Grandes costos y fabricación complicada. Pesados.

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6.10 / Aprovechamiento del recurso eólico

Potencia Eólica: El cálculo de la potencia

que puede ser aprovechada por el rotor de un aerogenerador está dada por la siguiente expresión:

6.10.1 / Potencial eólico en el Ecuador En el Ecuador se estima un potencial de 1.671 MW, concentrados principalmente en la región Sierra, según el mapa eólico del Ecuador del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable del Ecuador (MEER, 2013). A pesar del potencial eólico, el desarrollo de proyectos ha sido lento y principalmente se ha debido a iniciativas puntuales. Hoy en día se cuenta con una potencia instalada de 20,8 MW, distribuidos en tres proyectos (Villonaco-Loja, San Cristóbal-Galápagos y Baltra-Galápagos), de los cuales el 76 % (Parque Eólico Villonaco) están integrados al Sistema Nacional Interconectado y el resto en las Islas Galápagos como sistemas eólicos aislados integrados a la generación diésel de las islas. Sin embargo, existen algunos proyectos en la lista de espera que están por implementarse y que se presentan en la Tabla 6.10.

Donde: P - Potencia (kW). ρ - Densidad del aire (kg/m3) en el lugar de emplazamiento. A - Área de barrido del aerogenerador (m2). v - Velocidad del viento (m/s). Cp - Coeficiente de potencia del aerogenerador. Su valor oscila entre 0 y 0,5925. Con esta expresión y considerando el rango de velocidad de viento al que opera un aerogenerador se obtiene la curva Potencia-Viento característica de un aerogenerador. La Figura 6.61 muestra un ejemplo de este tipo de curva. Esta curva determina la velocidad de vien-

Tabla 6.10 / Proyectos eólicos en Ecuador

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Nombre

Promotor

Potencia (MW)

Santa Cruz Project, (Galapagos Island)

ERGAL1 (UNDP)

Salinas2, (Ibarra)

Electroviento S.A

10 MW

Andes

Las Chinchas3, (Loja)

Proviento S.A.

10 MW

Valle Altura / Montanas

Huascachaca, (Azuay)

Elecaustro S.A (Local Hydrogenation Company).

30 MW (50 MW)

Altura / Montanas

Membrillo4, (Loja)

ENERLOJA S.A.

45 MW

Altura / Montanas

3,4 MW

Zona Galápagos

1. www.ergal.org; 2. http://www.proviento.com/salinas.html; 3. http://www.proviento.com/ 4. http://www.hcpl.gov.ec/modules.php?name=Content&pa=showpage&pid=72

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Figura 6.61 / Curva de potencia típica de un aerogenerador. Fuente: Adaptado de National Instruments (www.ni.com/white-paper/8189/en/)

to a la cual el aerogenerador arranca (cut-in), la velocidad de viento a la que se detiene por seguridad (cut-out) y la velocidad de viento a la que se alcanza la potencial nominal desde la cual el aerogenerador activa el sistema de control para mantener la potencia de salida en un valor constante. Esta curva varía según el modelo de aerogenerador (Cp) y el lugar de emplazamiento (densidad del aire) que se está analizando.

6.10.2 / Frecuencia de distribución de la velocidad del viento El viento es un recurso que varía constantemente en el tiempo y el espacio, por lo que para facilitar el cálculo de su aprovechamiento energético es posible ajustar la velocidad de viento observada (mediciones) a una distribución de densidad de probabilidad de uno o dos parámetros en la mayoría de las ocasiones. La frecuencia de distribución más utilizada es la Distribución de Weibull, que está dada por la siguiente expresión:

Donde: p(v) k c v

- Probabilidad. - Factor de forma. - Factor de escala. - Velocidad de viento (m/s).

Los factores k y c caracterizan una distribución de un sitio a otro. El primero da una idea de la anchura de la distribución, mientras que el segundo factor determina la altura de la distribución. La Figura 6.62 muestra un ejemplo de una distribución de Weibull y la distribución observada de mediciones reales. Como se puede ver, existe un ajuste aceptable por lo que es válido realizar cálculos utilizando esta expresión analítica. Sin embargo, en ocasiones no existe un ajuste aceptable de la distribución estadística con las mediciones realizadas, por lo que se recomienda en esos casos utilizar los datos medidos directamente.

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

Figura 6.62 / Distribución de velocidad de viento medida y Weibull. Fuente (MEER, 2013) y Distribución de Weibull diferente a la distribución medida. Fuente: Adaptado de Wind Energy Facts (www.wind-energy-the-facts.org/the-annual-variability-of-wind-speed.html).

6.10.3 / Cálculo de la energía eólica Conocida la curva de potencia del aerogenerador a la densidad del lugar de emplazamiento y la distribución de velocidad de viento a la altura de buje del aerogenerador, el cálculo de la energía sigue un proceso sencillo: 1. Se calcula el número de horas que se tendría una determinada velocidad de viento a lo largo del año. Como se muestra en la Figura 6.63.

2. Se determina la potencia del aerogenerador para cada una de las velocidades a las que se calculó la frecuencia de velocidad de viento (paso 1). Esto usualmente viene dado por el fabricante en gráficas y tablas. Es importante que estos valores correspondan a la densidad de aire del emplazamiento. 3. Luego se multiplica el número de horas por la potencia promedio del aerogenerador para cada velocidad de viento, para obtener la producción de energía (kWh) a una determinada velocidad de viento.

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Figura 6.63 / Frecuencia de distribución del viento (Source: Gotland University).

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4. Finalmente se suman todos los productos del paso 3, y se obtiene la producción de energía estimada en un año.

Micrositing: El rendimiento de producción de energía de un parque eólico depende fuertemente de la disposición de los aerogeneradores sobre el terreno, ya que se producen pérdidas por efecto estela y turbulencias del viento debido al efecto entre aerogeneradores. Por lo tanto un estudio de “micrositing” se refiere al estudio de la disposición óptima de los aerogeneradores dentro del área de análisis, de tal manera que se maximice la producción de energía y se reduzcan estas pérdidas. Para esto se utilizan herramientas informáticas; las más utilizadas se basan en el “Wind Atlas” (www.windatlas.dk) que fue implementado por primera vez en el Software WASP (Wind Atlas Analysis and Applicatio Program) por el departamento de energía eólica y física atmosférica del Riso National Laboratory (Dinamarca), y que hoy en dia es un estándar para el dimensionamiento de parques en la industria eólica. Este método predice el recurso eólico que se tendría en cada una de las ubicaciones de los aerogeneradores del parque eólico, utilizando las medidas de viento de un determinado número de ubicaciones en donde se han instalado torres de medición. De esta manera se puede generar mapas de viento o evaluación de la producción de energía dentro de todo el parque eólico. Mediante un proceso iterativo de ubicación de los distintos aerogeneradores se puede obtener la configuración óptima. En la Figura 6.64 se describe el método Wind Atlas. Los datos de entrada son las mediciones de recursos (velocidad y dirección) de las torres meteorológicas. Sin embargo, estos valores son representativos únicamente para el área en donde está ubicada la torre meteorológica, debido a los efectos producidos por los obstáculos, rugosidad, altura y orografía que rodean el área. Por esto en base a una investigación experimental realizada por los autores del mé-

Figura 6.64 / Método Wind Atlas Fuente WASP (www.wasp. dk/Products-og-services/Wind-Atlas/VI-------Observational-wind-atlas)

todo, se ha determinado el valor de este impacto y mediante algoritmos dentro del programa informático es posible extrapolar el viento medido a un viento sin disturbios, es decir un sitio plano, con una rugosidad clase 1, ausencia de montañas y obstáculos. Finalmente para pronosticar el viento en otra localidad simplemente se realiza el proceso inverso de incluir los efectos que tendrían las características del terreno para cada una de las localidades del emplazamiento en estudio. A continuación se muestra una aplicación de este método para mejorar la comprensión. Se ha tomado una localidad cercana a Cuenca como ejemplo práctico. Es importante indicar que los resultados que se muestran a continuación no son exactos y tiene un fin didáctico únicamente.

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Evaluación del terreno: Según la tabla de proyectos descritos anteriormente, se ha tomado el proyecto Huascachaca como caso práctico, cercano a la ciudad de Cuenca. Esta zona está caracterizada por una orografía compleja formada por varias mesetas y quebradas orientadas en la dirección norte-sur según se muestra en la imagen satelital de la Figura 6.65. Sin embargo estas mesetas tienen el área suficiente para alojar aerogeneradores. Ver gráfico a color / pag. 422

(20) para iniciar el proceso iterativo de cálculo, y con otro símbolo también se ha determinado la ubicación de las torres meteorológicas que contienen los datos de entrada (velocidad y dirección del viento). A continuación, uno de los puntos críticos en el micrositing es la clasificación de rugosidad del terreno. Para esto se recomienda realizar una evaluación con fotografías, fotos aéreas y visitas de campo. A continuación se muestran fotografías del lugar (proyecto Huascachaca) (Figura 6.67) y también una tabla descriptiva de lo que representa cada color en la imagen satelital anterior (LANDSAT) (Tabla 6.11).

Figura 6.65 / Foto aérea del proyecto Huascachaca, usado como ejemplo de estudio

Figura 6.66 / Curvas de nivel caso estudio.

324

A partir de la imagen satelital se han obtenido las curvas de nivel del terreno y clasificadas por colores según la altitud (500-1000 msnm: Azul, 1000-1500 msnm: Naranja, >1500 msnm: Negro) (Figura 6.66). Adicionalmente, se ha colocado una cantidad determinada de aerogeneradores

Figura 6.67 / Fotografías del emplazamiento, proyecto Huascachaca.

Con la información provista anteriormente se ha clasificado el terreno del caso práctico en tres diferentes clases de rugosidad: Bosque: te-

VI

ENERGÍA EÓLICA EN ECUADOR

Stalin Vaca, José Jara

Tabla 6.11 / Descripción de objetos en imagen LANDSAT SWIR (GeoCover). Color: Red: Band 7, Green: Band 4, Blue: Band 2 Trees and bushes Crops Wetland Vegetation Water Urban areas Bare soil

Shades of green Shades of green Shades of green Black to dark blue Lavender Magenta, Lavender, or pale pink

rreno con vegetación de pequeña altura (Clase 2,5), Árido: Terreno irregular y erosionado (Clase 2), Rivera: Vegetación de ribera de río (Clase 0,8), como se muestra en la Figura 6.68.

Evaluación del recurso: En el Ecuador la disponibilidad de datos meteorológicos es un problema por lo que se ha utilizado dos casos hipotéticos de recurso eólico para la localidad descrita en el mapa anterior y que tienen las coordenadas mostradas en la Tabla 6.12. En la Figura 6.69 se muestran las rosas de viento de frecuencia, velocidad promedio y energía, que se han obtenido con datos históricos diez minútales hipotéticos de estas dos localidades.

Figura 6.68 / Clasificación de rugosidad del ejemplo en estudio.

Tabla 6.12 / Ubicación torres meteorológicas

Configuración del parque eólico: Como ejemplo se propone un parque eólico de 20 aerogeneradores distribuidos en 3 filas perpendicular a la dirección predominante de dirección del viento (Oeste) con una separación mínima entre aerogeneradores de 200 m y una separación entre filas en función de la distancia entre mesetas y que varía entre 800 m y 1900 m. La Tabla 6.13 muestra las coordenadas resultantes de esta configuración, ingresadas como dato de entrada. En cada posición, el programa evaluará el recurso eólico disponible utilizando datos

Yulug (TY)

Huascachaca (TH)

Location

96 29 505 N / 176 79644 E

96 30646 N / 176 79869 E

Altura

80 m

80 m

325

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

Frecuencia (TY)

Frecuencia (TH)

Velocidad Promedio (TY)

Velocidad Promedio (TH)

Energía (TY)

Energía (TH)

326

Figura 6.69 / Rosas de Viento de las dos torres meteorológicas

VI

ENERGÍA EÓLICA EN ECUADOR

Stalin Vaca, José Jara

Tabla 6.13 / Coordenadas geográficas de los aerogeneradores UTM Zona 17

WTG 1 WTG 2 WTG 3 WTG 4 WTG 5 WTG 6 WTG 7 WTG 8 WTG 9 WTG 10

X

Y

678424 678483 678527 678486 678419 678376 678376 679668 679694 679694

9629450 9629280 9629105 9628930 9628762 9628588 9628408 9629586 9629408 9629228

WTG 11 WTG 12 WTG 13 WTG 14 WTG 15 WTG 16 WTG 17 WTG 18 WTG 19 WTG 20

de viento de las dos torres meteorológicas y las condiciones locales del terreno. El micrositing consiste en un proceso iterativo, en donde la ubicación de cada aerogenerador se va modificando con el fin de reducir al máximo las pérdidas por efecto estela y turbulencias.

X

Y

679591 679488 679327 681410 681542 681672 681740 681679 681683 681644

9629080 9628917 9628836 9630019 9629789 9629664 9629498 9629329 9629152 9628942

Selección de aerogeneradores: Se han escogido al azar diferentes fabricantes de aerogeneradores con el fin de evaluar distintas opciones tecnológicas, según se muestra en la Tabla 6.14 Las curvas de potencia correspondientes se muestran en la Figura 6.70.

Tabla 6.14 / Aerogeneradores a evaluar en el ejemplo (usados exclusivamente para efectos del ejemplo). Item

MADE AE-52

Gamesa G5818

GE 1.5sle19

Vestas V8020

Fabricante/Modelo Potencia Diámetro rotor (m) Altura de buje (m) Generador Frecuencia Sistema de control

MADE AE-52 800 kW 52 52 Syncronous Variable Pitch Control

Gamesa G58 850 kW 58 52 Asyncronous 60 Hz Pitch Control

GE1.5sle 1,5 MW 77 52 Asyncronous 60 Hz Active Pitch

Vestas V80 2 MW 80 60 Asyncronous 60 Hz Opti Speed

Variable: R (25.7 rpm), I (12.9 rpm) 4 12 25

Variable: R (26.2 rpm), I (14.6 rpm) 3 16 21

Variable: R (20,4 rpm), I (10,1 rpm) 3,5 12 25

Variable: R(16.7rpm), I: (9 rpm) 4 15 25

Velocidad de rotación Cut-in [m/s] Viento nomin[m/s] Cut-out [m/s]

327 18 http://www.gamesa.es/es/productos/aerogeneradores/catalogo-de-aerogeneradores/gamesa-g58-850-kw/ gamesa-g58-850-kw 19 http://www.gepower.com/prod_serv/products/wind_turbines/en/15mw/index.htm 20 http://www.vestas.com/en/wind-power-solutions/wind-turbines/2.0-mw

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

Ver gráfico a color / pag. 423

Figura 6.70 / Curvas de Potencia de los aerogeneradores usados en el ejemplo.

Cálculo de la producción: Con los datos de rugosidad, orografía, recurso eólico y datos de aerogeneradores se ha procedido a calcular la producción de energía con el programa informático WindPro (Demo) que utiliza el método Wind Atlas. Los resultados obtenidos se muestran en la Tabla 6.15.

Factor de capacidad (CF) (Ratio of the actual energy produced in a given period, to the hypothetical maximum possible): Se obtiene el mejor factor con aerogeneradores pequeños, Gamesa 850 kW a diferencia de utilizar aerogeneradores de grandes potencias. En la Figura 6.71 se muestra los resultados de energía y factor de capacidad, que son los principales variables técnicas a la hora de tomar una decisión por el tipo de aerogenerador a instalar. Este análisis deberá complementarse con un análisis económico financiero de la instalación.

Energía (GWh): La mayor producción se obtiene evidentemente con el aerogenerador más grande. Sin embargo es interesante los resultados del aerogenerador Gamesa (850 kW) diseñados para operar en sitios con bajos viento, y produce la mayor energía por potencia instalada. Eficiencia: El parque eólico es más eficiente con el aerogenerador más pequeño ya que se producen menores pérdidas por efecto estela.

Figura 6.71 / Energía y factor de capacidad de cada aerogenerador.

Tabla 6.15 / Resultados micrositing, ejemplo MADE (AE52)

GAMESA (G58)

GE (1.5sle)

VESTAS (V80)

38.876

44.054

74.706

88.490

1017

926

891

978

2.700

2.879

2.767

2.458

Factor de capacidad

27,7 %

29,6 %

28,4 %

25,2 %

Eficiencia

96,7 %

96,5 %

94,2 %

93,9 %

2.700

2.879

2.767

2.458

Energía Anual (MWh) Energía por área (kWh/m2) Energía por potencia (kWh/kW)

Horas equivalentes

VI

ENERGÍA EÓLICA EN ECUADOR

Stalin Vaca, José Jara

6.11 / Conclusiones El capítulo 6 ha presentado una extensa revisión de la historia y estado de arte de la energía eólica, así como los conceptos más importantes relacionados con esta fuente renovable de energía. De forma rápida se ha mostrado también el potencial de la energía eólica en el país. Los conceptos descritos han sido finalmente empleados para evaluar un ejemplo de levantamiento del potencial eólico en una determinada región y mostrar un ejemplo práctico del

uso de herramientas y del proceso de ejecución de un proyecto eólico. En el país existe un alto potencial de energía eólica y su uso más intenso puede contribuir a la diversificación de la matriz de generación eléctrica. Por otro lado, la energía eólica puede contribuir también a balancear otras fuentes de energía renovable a través de la integración con sistemas, por ejemplo, fotovoltaicos. Este concepto de “backup” e integración ha sido discutido en el capítulo 4 (hidrógeno electrolítico).

6.12 / Referencias y fuentes de consulta 1. MEER. (2013). Atlas Eolico del Ecuador. Retrieved from http://190.152.98.92/PORTAL/mapa.rar 2. Manwell J.F, McGowan J.G, Roger A.L, Wind Energy Explained Theory, Design and Application, 2002, University of Massachusetts, USA ISBN 0-470-84612-7 3. Wizelius, Tore, Developing Wind Power Projects Theory & Practice; Earthscan, ISBN 978-184407-262-0, London-UK, 2008. 4. Mackenzie, F.T. and J.A. Mackenzie (1995) Our changing planet. Prentice-Hall, Upper Saddle River, NJ, págs. 288-307. 5. Picard, R. S. Davis, M .Gläser y K. Fujii, 18-Feb-2008. 6. Dennis G. Sheperd, Historical Development of the Windmill, Wind Turbine Technology, Second Edition, págs. 1 – 46, 2009. 7. Dennis G. Sheperd. (2009.) Historical Development of the Windmill, Wind Turbine Technology, Second Edition, pp. 1 – 46. 8. Enciclopedia Británica. 9. Mackenzie, F.T. & J.A. Mackenzie . (1995). Our changing planet. Upper Saddle River, NJ: Prentice-Hall., pp. 288-307. 10. Niels G. Mortensen, Duncan N. Heathfield, Lisbeth Myllerup, Lars Landberg & Ole Rathmann, (junio 2007). Manual WasP v9, Risø National Laboratory Technical University of Denmark, 11. Picard, R. S. Davis, M .Gläser & K. Fujii,(Feb-2008). Revised formula for the density of moist air (CIPM-2007).

12. Ministerio de Electricidad. (2013). Atlás Eólico del Ecuador. 13. International Electrotechnical Commission (IEC). (2005). Standard IEC 61400-1, ed.3. 14. Palmer Coslett Putnam. (1948) Power from the Wind. Editorial Van Nostrand Reinhold. 15. White, F.M., (2003). Mecánica de Fluidos. McGraw Hill . 16. Wade, J.E., Hewson, E.W., (1979) Trees as local climatic indicator. 17. Ponce, G., Roberts, G., (1996). Determinación de velocidades medias del viento en función de indicadores biológicos, Tesis de licenciatura dirigida por Roberto Mattio, Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco, Argentina. 18. Van der Hoven, I (1956). Power Spectrum of Horizontal Wind Speed in the Frequency Range from 0.0007 to 900 Cycles per Hour. 19. Guidelines on the calibration of non-automatic weighing instruments, SIM MGW7/cg-01/v.00, Appendix A. (2009) 20. Water Pumping Windmill History in America, Iroman Windmill Co. 21. Doppelbauer, M., A short history of electric motors. Universidad Tecnológica de Karlsruhe 22. The Handbook of Texas Online. Texas State Historical Association. www.tshaonline.org

329

VII / Energía Solar en el Ecuador

Francisco Vásquez Caleroa, Luis Urdiales Floresb, Juan L. Espinoza Abadc, Manuel García Rentéd (*)

7.1 / Introducción

a Facultad de Ciencias Químicas, Universidad de Cuenca, Cuenca-Ecuador b Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C. A., Cuenca-Ecuador c Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica, Universidad de Cuenca, CuencaEcuador d Facultad de Ingeniería, Universidad de Cuenca, Cuenca-Ecuador.

330

* Forma de referenciar este capítulo: Vásquez Calero, F., Urdiales Flores, L., Espinoza Abad, J.L., GarcíaRenté, M., 2015. Energía Solar en el Ecuador. En: “Energías renovables en el Ecuador. Situación actual, tendencias y perspectivas”, Editores: Peláez Samaniego, M.R. y Espinoza Abad, J.L. Universidad de Cuenca. Gráficas Hernández, Cuenca, Ecuador.

La energía solar es una fuente inagotable de energía renovable, obtenida a partir del aprovechamiento de la radiación electromagnética procedente del Sol. En la actualidad, el calor y la luz del Sol pueden aprovecharse por medio de diversos captadores como células fotovoltaicas, helióstatos o colectores térmicos, pudiendo transformarse en energía eléctrica o térmica. Las formas de aprovechar la energía solar determinan dos tipos de tecnologías solares: - Energía Solar Pasiva. - Energía Solar Activa, la misma que se subdivide en dos subgrupos: Térmica y Fotovoltaica Las aplicaciones de la energía solar activa están ampliamente difundidas en todo el mundo. Según el informe anual de la International Energy Agency (IEA) – Solar Heating & Cooling Programme (SHC), en el año 2012, las tecnologías solares térmicas produjeron 227,8 TWh, que corresponde a un ahorro de energía equivalente de 24,5 millones de toneladas de petróleo y 79,1 millones de toneladas de CO2. El número de nuevas instalaciones creció 9,4 % en comparación con 2011, con China como principal motor del mercado, seguido por Turquía, India y Brasil. En términos del área acumulada instalada, China es el líder absoluto, seguido de Estados Unidos, Alemania y Turquía (IEA-SHC, 2014). La figura 7.1 muestra los países que más sistemas termosolares para calentamiento de agua instalaron durante el 2012. Por otra parte, según el Photovoltaic Power System Programme (PVPS) de la International Energy Agency (IEA), hasta el año 2013 en el mundo

I

ENERGÍA SOLAR EN EL ECUADOR

Francisco Vásquez, Luis Urdiales, Juan L. Espinoza, Manuel García

se tenía una potencia acumulada total instalada de 136 GW mediante sistemas fotovoltaicos. Los países miembros de este programa: Australia, Austria, Bélgica, Canadá, China, Dinamarca, Francia, Alemania, Israel, Italia, Japón, Corea, Malasia, México, Holanda, Noruega, Portugal, España, Suiza, Suecia, Tailandia, Turquía, Reino Unido y Estados Unidos, son los que más aportan, con 123,2 GW; otros países que no son miembros del programa aportan con 12,8 GW (IEA-PVPS,2014).

Solo durante el año 2013, en los países miembros del PVPS se ha instalado 33,1 GW y al menos 3,8 GW en otros países. La capacidad instalada en todo el mundo ascendió 36,9 GW a finales de 2013. En la figura 7.2 se muestra la evolución de la potencia instalada acumulada total desde el año 1992 hasta el año 2013. En Ecuador las instalaciones fotovoltaicas más representativas son las realizadas en base a las Regulaciones 004/11 y 009/08 (despacho preVer gráfico a color / pag. 423

Figura 7.1 / Países que más sistemas termosolares instalaron durante el año 2012 (Fuente: IEA-SHC, 2014)

331

Figura 7.2 / Evolución de la Capacidad Instalada Fotovoltaica Total desde 1992 a 2013 en MW (Fuente: IEA-PVPS, 2014)

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

ferente y precios especiales, respectivamente) del CONELEC. Estas instalaciones se refieren a proyectos conectados a la red eléctrica (cuya información se amplía en la sección 7.4.7.1 de este capítulo). Adicionalmente, es importante destacar las instalaciones en la provincia insular de Galápagos, a través del programa Cero Combustible Fósiles en Galápagos impulsado por el Estado ecuatoriano. En dicha provincia se desarrollan los proyectos fotovoltaicos: Isla Baltra (200 kilovatios pico - kWp) y Puerto Ayora (1,5 Megavatios Pico - MWp). También se destaca el proyecto híbrido Isabela que considera una planta térmica a biodiesel de 1,2 MWp y una solar fotovoltaica de 1,5 MWp. (MEER, 2014). Según los datos estadísticos del Consejo Nacional de Electricidad del Ecuador – CONELEC, actualmente a nivel de micro-redes se tienen instalaciones fotovoltaicas en Galápagos: Isabela (sistemas aislados 0,01 MW), Santa Cruz (sistemas aislados 0,01 MW), Floreana (sistemas aislados 0,01 MW), San Cristóbal (sistemas aislados 0,01 MW); en Morona Santiago: Huamboya (0,37 MW) (CONELEC, 2014). En cuanto a instalaciones individuales para zonas aisladas, el trabajo realizado por la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C. A., en su área de concesión en la provincia de Morona Santiago alcanza una potencia instalada de 0,45 MW, que corresponde a 3000 sistemas fotovoltaicos asilados residenciales - SFVAR de 150 Wp cada uno. En la sección 7.5.8 se describen esta y otras experiencias con SFVAR en el Ecuador.

7.2 / Geometría solar Las coordenadas celestes horizontales de un astro son:

332

• El acimut, ψ, que es, por definición, el arco de horizonte celeste comprendido entre el punto cardinal Sur y el punto donde el círculo vertical que pasa por el astro corta al horizonte. Se cuenta a partir del Sur, de 0º a ± 180º, positiva-

Figura 7.3 / Movimiento relativo del Sol

mente hacia el Oeste y negativamente hacia el Este. La altura, γ, que es el arco de dicho círculo vertical comprendido entre el astro y el horizonte. Se mide a partir del horizonte de 0º a 90º, positivamente hacia el cenit y negativamente hacia el nadir. En lugar de la altura γ se emplea frecuentemente el ángulo cenital, θz, que es el arco de círculo vertical entre el cenit y el astro. Se cuenta a partir del cenit, de 0º a 180º, con lo que la relación entre la altura solar y el ángulo cenital viene dada por la ecuación 1:





(1)

Por otra parte tenemos el ángulo horario, ω, que es el ángulo medido en la bóveda del cielo, entre el meridiano del observador y el meridiano solar. Este ángulo cambia cada hora (es cero al medio día y negativo por la mañana). En la Figura 7.3 se puede observar los ángulos que intervienen en el movimiento relativo del Sol. Estos ángulos pueden ser previstos para una posición determinada en la Tierra, un día del año y la hora correspondiente siguiendo los siguientes pasos y expresiones. Podemos partir del cálculo del ángulo diario el mismo que obtiene según la expresión 2, sien-

I

ENERGÍA SOLAR EN EL ECUADOR

Francisco Vásquez, Luis Urdiales, Juan L. Espinoza, Manuel García

do dn el día juliano (1 para el 1 de Enero y 365 para el 31 de Diciembre):

(2)

A partir de este dato podemos calcular la corrección diaria que hay que hacer por las diferencias en la duración del día a lo largo del año, que, puede llegar a ser hasta de 16 minutos. Esta corrección viene dada por la ecuación del tiempo Et (Ecuación 3). La ecuación del tiempo, en minutos, se calculará con la ecuación de Spencer, la misma que presenta un error máximo de 35 segundos.

Donde: • TO: tiempo oficial • AO: adelanto oficial = 0 (en el Ecuador no se producen adelantos) • λ: meridiano del huso horario correspondiente = -75 • λS: longitud geográfica del lugar (longitud de zona de concesión= -78,8333o) • Et: Corrección por la ecuación del tiempo (convertido a horas) Una vez calculado el TSV podemos calcular el ángulo horario sin más que multiplicar por 15 (grados/hora).

(3) El tiempo solar verdadero, en un lugar dado, se define como el ángulo horario expresado en horas. Cada hora equivale a 15 min, empieza a contarse a partir del mediodía y será por tanto negativo por la mañana y positivo en la tarde. El tiempo solar verdadero TSV se encuentra aplicando la ecuación 4.

(4)

La declinación solar puede calcularse con un error máximo de ±1,5º mediante la expresión aproximada de Cooper (Ecuación 5). (5)

Por último, con todos los datos calculados y la latitud del lugar se puede calcular la altura solar γ, mediante el arcoseno de la ecueción 6:

333

Figura 7.4 / Movimiento relativo del Sol para Cuenca-Ecuador: a) 22 Diciembre; b) 22 Junio.

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

Figura 7.5 / Montea Solar para región ecuatorial

(6)

Y el acimut como el arcocoseno de la ecuación 7: (7)

La ubicación de los paneles solares deberá hacerse en función de la montea (Figura 7.5), de forma que la incidencia de sombras sobre los mismos sea lo menor posible a lo largo de todo el año.

7.3 / Energía Solar Pasiva La energía solar térmica pasiva consiste en el aprovechamiento de la energía solar de forma directa sin la necesidad de transformarla en otro tipo de energía, para su utilización inmediata o para su almacenamiento sin la necesidad de sistemas mecánicos ni aporte externo de energía (CATEDU, 2014). Esta tecnología hace referencia especialmente a la arquitectura bioclimática o arquitectura solar pasiva. En esta, la energía solar es captada, almacenada y distribuida a través de diferentes estructuras constructivas, con lo cual se aprovecha la energía solar térmica sin necesidad de procesos ni

334

Figura 7.6 / Esquema vivienda bioclimática pasiva (Fuente: http://www.elinmoblog.com/2013/07/).

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ENERGÍA SOLAR EN EL ECUADOR

Francisco Vásquez, Luis Urdiales, Juan L. Espinoza, Manuel García

dispositivos complejos, sino a través del diseño arquitectónico y estructural, considerando factores como el entorno, materiales, forma y orientación de los edificios, techos, aislamiento térmico, etc. Con ello se reducen las necesidades de iluminación y calefacción (o enfriamiento).

ducción de energía mecánica y, a partir de ella, de energía eléctrica, a través de los sistemas termosolares de concentración – STSC (Jutglar, 2004; Ruiz Hernández, 2010).

La tecnología solar pasiva incluye sistemas con ganancia directa e indirecta para el calentamiento de espacios, el uso de masa térmica y de materiales con cambio de fase para suavizar las oscilaciones de la temperatura del aire, chimeneas solares para mejorar la ventilación natural y el propio calor de la tierra. Como se muestra en la figura 7.6, la energía no se aprovecha por medio de captadores industrializados, sino que son los propios elementos constructivos los que absorben la energía de día y la redistribuyen por la noche (Wikipedia 2015a).

• De baja temperatura, con temperaturas menores a 100 °C para aplicaciones como: calentamiento de piscinas, calentamiento de agua para baños, etc. • De media temperatura, con temperaturas entre 100 y 250 °C. Utilizan los concentradores estacionarios y los canales parabólicos. • De alta temperatura, con temperaturas superiores a los 500 °C se usan para generar electricidad. Existen tres tipos principales: de plato parabólico, de canal parabólico y los sistemas de torre central.

7.4 / Energía Solar Térmica Activa La energía solar térmica activa consiste en el aprovechamiento de la energía procedente del sol a través de su concentración, transformación en calor y en algunos casos generación de energía eléctrica (ATECOS, 2011). Este calor puede aprovecharse para cocción de alimentos, para la producción de agua caliente destinada al consumo de agua doméstico, ya sea agua caliente sanitaria, calefacción, o para pro-

La captación se realiza mediante los denominados COLECTORES, cuya clasificación es:

7.4.1 / Energía Solar Térmica de Baja Temperatura La energía solar denominada de baja temperatura es la que se puede utilizar en el ámbito doméstico y suele instalarse en azoteas de vivienda o edificios comerciales. El procedimiento en el que se basan estos sistemas de captación solar es muy simple, pero a la vez de gran utilidad por los servicios que ofrece en un sin

335 Figura 7.7 / Esquema básico de una instalación solar de baja temperatura con aplicación de agua caliente sanitaria (Fuente: Energía Solar Térmica, 2006).

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

número de aplicaciones. Por aprovechamiento de baja temperatura se entiende todos aquellos sistemas de energía solar en los que el fluido calentado no sobrepasa los 100 °C. Estas instalaciones se caracterizan por emplear como elemento receptor de energía un captador fijo de placa plana o un captador solar de tubos de vacío. Se utilizan en la producción de agua caliente sanitaria, la calefacción de edificios, la climatización de piscinas, etc. (Figura 7.7). Se han diseñado distintas y avanzadas versiones de captadores solares térmicos con el objetivo de incrementar la cantidad de energía absorbida y disminuir las pérdidas. Los captadores planos utilizan como fluido el agua, también los captadores solares de vacío consiguen temperaturas más elevadas de funcionamiento. El principio de funcionamiento del captador plano se basa en una “trampa de calor” que conjuga el “efecto de cuerpo negro” con el “efecto invernadero”. Gracias a este sistema de captación se consigue absorber la mayor parte de la radiación solar que llega hasta la superficie y devolver la menos posible. Los captadores planos, destinados por lo general a la producción de agua caliente sanitaria, están recubiertos de una caja herméticamente cerrada. En la cara superior de esta caja se coloca una superficie acristalada que deja atravesar la radiación solar e impide que se pierda la ganancia térmica

obtenida. Generalmente, la carcasa que envuelve al equipo de captación es metálica, aunque en algunos casos puede ser de plástico especial o de algún otro material. En el interior del sistema captador se encuentra la placa absorbente, que es el lugar donde se realiza la captación de la radiación solar propiamente dicha. La placa es fabricada con materiales que conducen bien el calor (aluminio, cobre, planchas metálicas, etc.) y tiene un funcionamiento parecido al de un radiador, con una disposición de tubos que cuentan con una toma por donde entra el fluido a calentar y otra de salida (Energía Solar Térmica, 2006). Pese a que existe un gran número de diferentes configuraciones de tubos internos, los tradicionales suelen utilizar los de tipo serpentina o los de tubo paralelo. Estos consisten en varios tubos de cobre, orientados en forma vertical con respecto al captador, en contacto con una placa de color oscuro que transfiere el calor al fluido circulante (Ver Figura 7.8).

7.4.2 / Energía Solar Térmica de Media Temperatura La tecnología solar de media temperatura sedestina a aquellas aplicaciones que requieren temperaturas más elevadas de trabajo. A partir de los 80 °C, los captadores planos convencionales presentan rendimientos bajos y cuando

336

Figura 7.8. / Captador de tubos paralelo (izquierda) y captador de serpentín (derecha) (Fuente: Energía Solar Térmica, 2006).

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ENERGÍA SOLAR EN EL ECUADOR

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Figura 7.9 / Tipos de captadores (Fuente: Energía Solar Térmica, 2006).

se pretende generar vapor entre 100 °C y 250 °C debe acudirse a otro tipo de elementos de captación. Para llegar a estos niveles de temperatura resulta indispensable utilizar sistemas que concentren la radiación solar mediante lentes o espejos parabólicos, como se obseva, por ejemplo, en la Figura 7.9. Los más desarrollados en la actualidad son los captadores cilindro-parabólicos, que se valen de espejos para calentar un fluido hasta producir el vapor que permita mover una turbina. De esta forma, la energía térmica se convierte en energía mecánica. En este tipo de instalaciones el fluido que más comúnmente se utiliza es aceite o soluciones salinas para trabajar a temperaturas más elevadas. Estos sistemas de concentración requieren un seguimiento continuo del Sol, ya que sólo aprovechan la radiación directa. Las aplicaciones más usuales en las instalaciones de media temperatura que se han realizado hasta la fecha han sido la producción de vapor para procesos industriales y la generación de energía eléctrica en pequeñas centrales de 30 a 2.000 kW (Energía Solar Térmica, 2006).

7.4.3 / Energía Solar Térmica de Alta Temperatura En las tecnologías de alta temperatura, la radiación solar puede servir para la generación de electricidad a gran escala. Mediante un proce-

so que convierte el calor en energía mecánica y posteriormente en energía eléctrica, se consiguen altas capacidades en la producción de electricidad. Las instalaciones solares de alta temperatura, también conocidas como termoeléctricas o termosolares, se basan en procesos tecnológicos parecidos a los utilizados en instalaciones de media temperatura, pero con una mayor capacidad para concentrar los rayos del Sol, así como para alcanzar temperaturas más elevadas. Las instalaciones que han conseguido un mayor desarrollo con este tipo de tecnologías son las Centrales de Torre, formadas por un campo de espejos (helióstatos) que realizan un seguimiento del Sol en cualquier dirección para reflejar la radiación sobre una caldera independiente y situada en lo alto de una torre central y los sistemas cilindro-parabólicos, que reflejan la energía procedente del Sol en un tubo que circula a lo largo de la línea focal del espejo. En las plantas de torre central se llegan a superar los 2.000 °C de temperatura por medio de un gran número de espejos enfocados hacia un mismo punto (la cúpula de una torre o un tubo de vidrio dispuesto a lo largo del tramo central del espejo concentrador), con el fin de calentar un fluido hasta convertirlo en vapor. Gracias a la elevada presión alcanzada es posible accionar una turbina, que a su vez impulsará un generador eléctrico. La figura 7.10 presenta un

337

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

Figura 7.10 / Esquema básico de planta de generación solar térmica (Fuente: http://es.paperblog.com/energia-solar-termica-1002919/).

esquema de este tipo de centrales.

MW instalados al año 2020 (Protermosolar, 2015).

7.4.3.1 / Situación a nivel mundial de las centrales termosolares

En la región latinoamericana apenas se empiezan a considerar estas tecnologías. En Chile, la primera central de la región, de 110 MW (de torre central con sales y un factor del planta del 80 %), inició su construcción en 2014 a cargo de la empresa Abengoa-Chile. La planta tendrá un costo aproximado de 1.000 millones de dólares (Veoverde, 2015).

Entre las diferentes tecnologías existentes, las centrales de torre y los colectores cilíndrico-parabólicos son los más apropiados para proyectos de gran tamaño conectados a la red, en el rango de 30-200 MW, mientras que los sistemas disco-parabólicos son modulares y pueden ser usados en aplicaciones individuales o en grandes proyectos.

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Un reflejo del distinto grado de madurez de las distintas tecnologías lo constituyen los actuales proyectos en desarrollo. Mientras se tienen decenas de proyectos con tecnología cilíndrico-parabólica en distintas partes del mundo, la mayoría de proyectos de Torre se encuentran en España. Para finales del 2013, la potencia instalada con centrales termosolares en España alcanzó los 2.300 MW mientras que en USA la potencia total instalada llegó a los 1.730 MW. Otros países europeos como Italia, Francia y Grecia tienen también proyectos en funcionamiento o desarrollo. Por otro lado, aunque China tiene apenas un par de proyectos construidos, los planes oficiales buscan llegar a 3.000

Aunque en el Ecuador no se tiene aún proyectos temosolares en ejecución, se están investigando los potenciales sitios donde pudieran implementarse estas tecnologías. Por ejemplo, el Instituto Nacional de Eficiencia Energética y Energía Renovable – INER, en convenio con la Universidad de Cuenca, ha iniciado en el año 2015 el proyecto de investigación denominado “Elaboración de un mapa de irradiación solar directa normal y análisis de aplicaciones industriales, viabilidad tecno-económica e impacto ambiental de sistemas termosolares híbridos para el Ecuador”. El proyecto contempla entre sus principales objetivos la elaboración de un mapa de irradiación solar normal directa (DNI), el análisis de la viabilidad tecno-económica de alternativas de generación con concentradores termosolares y su posible hibridación con

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otros combustibles, como el gas natural y la biomasa, y la evaluación del impacto ambiental global de dichos concentradores mediante el Análisis de Ciclo de Vida (ACV).

7.5 / Energía Solar Fotovoltaica 7.5.1 / Conversión Fotovoltaica La tecnología solar fotovoltaica consiste en la conversión directa de la radiación del Sol en electricidad, conversión que se realiza a través de los módulos o generadores fotovoltaicos. El generador fotovoltaico, encargado de transformar la energía del Sol en energía eléctrica, está formado por varios módulos fotovoltaicos conectados en serie y/o paralelo, a su vez cada módulo fotovoltaico está formado por unidades básicas llamadas células fotovoltaicas o células solares. La conversión fotovoltaica ocurre sin necesidad de ciclos térmicos, cambios químicos o procesos mecánicos que impliquen partes móviles. Esta conversión se produce en los dispositivos llamados células solares que aprovechan ciertas propiedades de los materiales semiconductores. Un semiconductor es un sólido que permite la circulación de corriente a través de él bajo ciertas condiciones. De esta manera

puede operar como un conductor o un aislante según, por ejemplo, la radiación luminosa incidente. Cuando un fotón (partícula de luz, portadora de todas aquellas formas de radiación electromagnética) incide sobre una célula solar puede reflejarse, trasmitirse o absorberse, cediendo su energía a un electrón del material. Este electrón con exceso de energía podrá moverse por el material hasta alcanzar un contacto. El resultado es la generación por la luz de una corriente eléctrica (Egido Aguilera, 2012). En la Figura 7.11 se ilustra un semiconductor sobre el cual incide la luz y cómo se produce el fenómeno fotoeléctrico.

7.5.2 / Parámetros que definen el funcionamiento de una célula fotovoltaica A continuación se resumen los principales parámetros técnicos de una celda fotovoltaica: - Corriente de corto circuito ISC: es la corriente que se obtiene de la célula cuando la tensión en sus terminales es cero voltios. Constituye la máxima corriente que se puede obtener de la célula (valor típico ≈ 10-35 mA /cm2 de célula). - Tensión de circuito abierto VOC: Es la tensión en la cual los procesos de recombinación igualan a los de generación; por lo tanto la corrien-

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Figura 7.11 / Funcionamiento de la célula solar. (Fuente: Photovoltaic Power Generation, 1998).

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te que se extrae es nula. Es la máxima tensión que puede extraerse de una célula (0,6 – 1 V por célula). - Potencia máxima PMax: La potencia de una célula viene dada por P = V I, pero al ser VOC máxima I es cero y al ser ISC máxima V es cero, por lo que en ambos casos P = 0, por lo que habrá un valor entre estos dos extremos en el cual P sea máxima (ecuación 8). (8)

- Factor de forma, FF: Para facilitar la descripción del punto de máxima potencia se define este número de forma que: (9) El máximo valor que puede tomar FF es 1, cuanto más próximo sea a la unidad, mejor será la célula. - Eficiencia (η): expresado en porcentaje (%), representa la relación entre la potencia que obtenemos de la célula y la potencia de la luz incidente en ella (ecuación 10). (10)

de cortocircuito. Los principales mecanismos de pérdida en esta corriente son: - Fotones cuya energía es menor que la de la brecha o gap del semiconductor. Es conveniente escoger un semiconductor de gap bajo para que la mayoría de fotones pueda ser absorbida, pero puede resultar perjudicial ya que la VOC está limitada por el valor del gap. - Pérdidas por transmisión, fotones que aún con energía mayor que la del gap no son absorbidos en el volumen de la célula. Esto hace que las células tiendan a ser gruesas pero no demasiado ya que aumentaría su resistencia, además la recombinación depende del volumen de la célula -Fotones reflejados por la superficie de la célula, para evitar esto se utilizan capas antireflectantes. - Fotones que inciden sobre la malla de metalización, el factor de sombra no puede ser demasiado grande, el uso de cubiertas prismáticas o de cavidades da un buen contacto eléctrico con el metal y disminuye el factor sombra. - La recombinación en cortocircuito, que son los pares electrón-hueco (e-h), que aun siendo creados desaparecen (se recombinan) antes de que el electrón pueda salir a circular por el circuito exterior a la célula.

Donde: PSOL: Potencia luminosa por unidad de área que se recibe del sol en forma de fotones (en condiciones estándar, 100 mW/cm2) A: Área de la célula (en cm2).

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7.5.2.1 / Corriente de cortocircuito y eficiencia cuántica Para obtener la máxima eficiencia en una célula fotovoltaica se debe maximizar su corriente

Por otro lado, la eficiencia cuántica de la célula consiste en irradiar la célula con fotones de longitud de onda conocida, y medir el número de electrones que circulan por el exterior. La eficiencia cuántica QE(λ), definida para una longitud de onda, λ, de los fotones, es el cociente entre el número de electrones y el número de fotones incidentes. Suele expresarse en tanto por ciento. Si f(λ) representa las funciones del espectro solar, la ISC viene dada aproximadamente por la ecuación 11:

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(11) Donde: h: Constante de Planck = 6,6262*10-34 Js c: Velocidad de la luz = 2,9979*108 m/s (en vacío) e: Carga del electrón = -1,6022*10-19 C La respuesta espectral SR(λ) es la corriente producida por la potencia de luz incidente para cada longitud de onda. Se relaciona con eficiencia cuántica mediante la expresión de la ecuación 12:

(12)

de saturación del diodo y es dependiente de la temperatura. A tensión constante, si la temperatura aumenta, I también aumenta, lo cual nos da una idea del grado de recombinación de la célula: células aparentemente idénticas son más recombinantes cuanto mayor sea el valor de IO(T). El denominado principio de superposición puede ser aplicado a las células solares; es decir, si se quiere obtener la corriente que pasa por una célula iluminada y sometida a una tensión V por efecto de la carga, podemos hacerlo sumando la corriente que pasaría por la carga pero con V=0 y la corriente que pasaría si no estuviese iluminada pero estuviese sometida a una tensión V de acuerdo a la ecuación 14. (14)

7.5.2.2 / Tensión de circuito abierto y corriente de oscuridad La estructura de una célula es la estructura de un diodo. Su característica I-V medida en la oscuridad corresponde a la característica exponencial de un diodo, como se muestra en la ecuación 13. En otras palabras, la corriente de oscuridad de debe a la recombinación de portadores que produce el voltaje externo necesario para poder entregar energía a la carga.

Donde: IL: corriente que pasa por la carga A tensiones bajas I ≈ IL ISC. A medida que la tensión crece, el segundo término de la ecuación va aumentando y la corriente disminuyendo y, por su carácter exponencial, lo hará de una forma brusca. La tensión de circuito abierto viene dada por la ecuación 15:

(13) (15) Donde: e: carga del electrón V: diferencia de potencial en los extremos del diodo n: factor de idealidad del diodo (valor comprendido entre 1 y 2) k: constante de Boltzmann T: temperatura absoluta La recombinación depende exponencialmente de la tensión, el parámetro IO(T) es la corriente

Cuanto más recombinante es la célula (mayor IO(T)) menor es la tensión de circuito abierto.

7.5.2.3 / Factor de forma, resistencia serie y paralelo El factor de forma se define como el cociente de potencia máxima que se puede entregar a una carga entre el producto de la tensión de

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circuito abierto y la intensidad de cortocircuito (ecuación 16):

(18)

(16)

Por otro lado, los materiales presentan una resistencia al paso de la corriente eléctrica, por lo que la presencia de la resistencia en serie y la resistencia en paralelo de la célula afectan al factor de forma y por medio de este a la eficiencia de la misma. Resistencia en serie, RS, es la resistencia interna de la célula y se debe a la malla de metalización, a la resistencia de contactos y a la resistencia del semiconductor. Resistencia en paralelo, RP, es debida a las imperfecciones en la unión pn, lo cual permite la fuga de corriente. La Figura 7.12 muestra el circuito equivalente de una célula solar.

(19)

En donde: (20)

7.5.2.4 / Dependencia de la temperatura Cuando las células fotovoltaicas están expuestas al Sol lógicamente se calientan y la eficiencia disminuye cuando aumenta la temperatura, debido sobre todo a la disminución que sufre la tensión de circuito abierto. Al aumentar la temperatura, mientras la corriente de cortocircuito aumenta muy ligeramente, la tensión de circuito abierto disminuye (aproximadamente -2.3 mV/ºC). Por la dependencia del FF con VOC, éste también disminuye al aumentar la temperatura. Como consecuencia la eficiencia de la celda decrece.

Figura 7.12 / Circuito equivalente de una célula solar.

Estos factores del circuito equivalente se pueden aplicar para obtener la ecuación característica de una célula solar (ecuación 17): (17)

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Cuando es dominante el efecto de la resistencia en paralelo se puede usar la ecuación 19:

Cuando es dominante la resistencia serie es posible utilizar la ecuación 18:

7.5.3 / Tipos de células fotovoltaicas Existen diferentes tipos de células fotovoltaicas dependiendo de su composición y modo de fabricación. Entre las más relevantes podemos destacar las siguientes:

7.5.3.1 / Células de silicio monocristalino Son las células fotovoltaicas más usadas en la actualidad (alrededor del 50 % del mercado

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actual), debido a su comparativamente buena relación rendimiento - precio. Esto puede deberse en gran parte a la gran industria que se ha montado sobre el silicio, ya que es la base de todos los transistores, circuitos integrados y otros componentes activos electrónicos. Hay que recordar que el silicio es el segundo material más abundante en la Tierra, después del oxígeno. Sin embargo, el silicio no se encuentra en estado puro y existen ciertos elementos de difícil eliminación. Por otra parte, se ha de fundir y hacerse crecer para formar un monocristal, etapa en la cual se invierte mucho tiempo y energía. Por el momento, su uso está un poco limitado para fabricar en cantidades tales que pudieran abaratar el costo del producto. Ello explica, al menos en parte, por qué la energía solar fotovoltaica es relativamente cara para su viabilidad económica en varios proyectos. Una célula solar de silicio monocristalino no es otra cosa que un diodo de unión P-N que se hace especialmente sensible a la iluminación, generando entonces la corriente eléctrica. El rendimiento de estas células a nivel comercial puede llegar al 15 % aproximadamente.

7.5.3.2 / Células de silicio policristalino Este tipo de células no necesitan un control exhaustivo de la temperatura en la solidificación del material de silicio, ni tampoco hace falta un crecimiento controlado de su red cristalina. Se le da el nombre de policristalinas, ya que la solidificación no se hace en un solo cristal sino en múltiples. Durante los años 1981-1982 se especuló con la posibilidad de un costo más barato que el monocristalino, cosa que no se ha conseguido a efectos reales de mercado, por lo que su uso no se ha extendido como en un principio se esperaba para este tipo de tecnología. Las células policristalinas pueden obtener rendimientos entre 7 y 8 % y tienen la ventaja de poderse fabricar en forma cuadrada, aprove-

chando consiguientemente la superficie útil del módulo fotovoltaico al reducir el espacio entre células más que si estas fueran de forma circular, como ocurre generalmente en las de silicio monocristalino.

7.5.3.3 / Células de arseniuro de galio – AsGa Estas células fotovoltaicas son quizá las más indicadas para la fabricación de paneles, ya que su rendimiento teórico alcanza límites cercanos al 27-28 % en su versión monocristalina. El problema principal radica en que este material es raro y poco abundante, por lo cual no se ha empezado su manipulación hasta hace relativamente poco tiempo, estando su tecnología poco avanzada y a costos elevados. Una característica interesante del AsGa es su elevado coeficiente de absorción. Otra característica importante es que puede trabajar a temperaturas altas, con menos pérdidas que el silicio monocristalino, lo que da una ventaja en sistemas de concentración.

7.5.3.4 / Células bifaciales Esta tecnología de fabricación consiste en crear una doble unión (normalmente N+-P-P+) de tal forma que la célula sea activa tanto en la cara frontal como en su cara posterior. Este procedimiento permite captar la radiación frontal y la reflejada en el suelo (albedo), que es transformada en electricidad en la parte posterior de la célula fotovoltaica. Lógicamente, la energía producida por el albedo es menor que la que produce la radiación directa, pudiendo llegar su valor al 30 % de la energía total, cuidando la calidad de la superficie de reflexión, así como ciertas condiciones mecánicas en la colocación del panel forma por este tipo de células. Las células bifaciales obtienen, por tanto, mejor rendimiento que las monofaciales, pero, lógica-

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mente, el costo de producción de estas células se eleva, ya que se necesitan varios tratamientos extras en el dopaje del silicio para crear las diferentes capas activas.

7.5.3.5 / Células de silicio amorfo La gran ventaja de utilización del silicio amorfo para la fabricación de células fotovoltaicas radica en el espesor de material a utilizar, ya que puede ser 50 veces más fino que el equivalente en silicio monocristalino. El silicio amorfo presenta un alto coeficiente de absorción, lo que permite la utilización de espesores de material activo muy pequeños. Los rendimientos no son muy altos (5-6 %), pero esta característica pudiera verse compensada por bajos costes de producción, lo que redundaría en una mayor aplicación de estos elementos en el mercado. Existen estudios para ver la viabilidad de fabricar células solares de silicio amorfo superponiendo varias capas, cada una

sensible a unas determinadas radiaciones, con lo cual se podrían obtener rendimientos próximos al silicio monocristalino, al sumarse la efectividad de cada una de ellas. El silicio amorfo y las células delgadas se presentan como grandes candidatos para ser la alternativa a corto plazo para la fabricación de células fotovoltaicas. Sin embargo, todavía deben resolverse problemas de inestabilidad en su eficiencia. Actualmente están siendo utilizadas para la fabricación de pequeños paneles para relojes, calculadoras y juguetes accionados por la radiación solar. En la Figura 7.13 se puede ver algunos ejemplos de células y paneles solares. En los últimos años se viene trabajando a nivel experimental en una serie de tecnologías y materiales alternativos al silicio convencional, lo cual hace prever que en el futuro el mercado de las células solares podría variar de manera importante. Las células fotovoltaicas orgánicas y el grafeno son ejemplo de ello. Ver gráfico a color / pag. 423

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Figura 7.13 / Algunos tipos de células y paneles fotovoltaicos. (Fuente: Handbook for Solar Photovoltaic (PV) Systems).

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Figura 7.14 / Estructura básica de un sistema fotovoltaico autónomo (Fuente: Alonso Abella, 2008).

7.5.4 / Componentes de un sistema fotovoltaico Si bien el módulo o generador fotovoltaico es el elemento esencial en un sistema, no es el único. En general el sistema fotovoltaico – SFV, a escala residencial, está formado por: • Un generador fotovoltaico • Una batería de acumulación • Un regulador de carga • Un inversor • El consumo (la carga) Una de las principales características de los generadores fotovoltaicos es que únicamente producen electricidad cuando reciben la luz del Sol (irradiancia solar). La cantidad de energía que generan es directamente proporcional a la irradiancia solar que incide sobre su superficie, misma que se mide en kWh/m2/día. Es por esto que es necesario incluir un sistema de almacenamiento de energía, en este caso baterías (Alonso Abella, 2008). En la Figura 7.14 se representa es esquema básico de conexión de los elementos del sistema fotovoltaico.

7.5.4.1 / El panel solar Un panel solar está constituido por un conjunto de células de iguales características, conecta-

das eléctricamente. Dicha conexión puede ser en serie o en paralelo, de forma que la tensión y corriente se ajusten a los valores deseados. Además, un panel dispone de otros elementos que le dan una adecuada protección frente a agentes externos, tales como: • Cubierta exterior de vidrio, debe permitir al máximo el paso de la radiación solar. • Encapsulante, de silicona o de EVA (etilen-vinil-acetato) • Lámina de protección posterior, evita el ataque de los agentes meteorológicos. • Marco metálico, le da rigidez e impermeabilidad al panel. • Cableado y bornes de conexión, protegidos de la intemperie en cajas estancas. • Diodo de protección, contra sobrecargas y circulación inversa de corriente.

La Figura 7.15 muestra las partes de un panel FV. Normalmente los paneles están diseñados para trabajar con sistemas de baterías cuya tensión es múltiplo de 12 V, tiene dos bornes, uno positivo y otro negativo; sus dimensiones, número de células, tensión y potencia pico pueden variar de acuerdo a los distintos modelos y fabricantes.

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Figura 7.15. / Panel FV (Fuente:http://www.cleanergysolar.com)

Las magnitudes eléctricas de un módulo fotovoltaico variarán si se producen cambios de irradiación, temperatura o radiación incidente, por lo que su característica viene determinada por la curva I-V (intensidad-tensión), la misma que está definida para condiciones estándar de medida, con un nivel de irradiación de 1 kW/m2, temperatura 25 ºC y una distribución espectral de radiación incidente de (A.M. 1,5). En la Figura 7.16 se muestra la curva característica de un panel solar fotovoltaico.

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Figura 7.16 / Curva de características eléctricas de un panel solar fotovoltaico

Los parámetros característicos de un panel solar son los siguientes:

Corriente de corto circuito (Isc), es la corriente máxima que entrega el panel al cortocircuitar sus terminales (V = 0). Tensión de circuito abierto (Voc), es la tensión máxima que se puede medir sobre el panel y se da cuando el circuito está sin carga y no hay circulación de corriente (I = 0). Potencia Pico (Pmax), es la potencia que cederá el panel solar para las condiciones nominales de 1000 W/m2 de radiación y 25 °C de temperatura del panel. Algunos fabricantes incluyen sistemáticamente diodos de paso (by-pass) en sus módulos fotovoltaicos, para protegerlos contra el fenómeno de “punto caliente”. Los diodos de bypass protegen individualmente a cada panel de posibles daños ocasionados por sombras parciales. Deben ser utilizados en disposiciones en las que los módulos están conectados en serie. Los diodos de bypass impiden que cada módulo individualmente absorba corriente de otro de los módulos del grupo, si en uno o más módulos del mismo se produce una sombra.

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7.5.4.2 / Estructura de soporte • Las estructuras de soporte deben ser capaces de resistir, como mínimo, 10 años de exposición a la intemperie sin corrosión o fatiga apreciables. • Las estructuras de soporte deben soportar vientos de 120 km/h, como mínimo. • Se pueden utilizar muchos materiales para las estructuras de soporte, entre ellos acero inoxidable, aluminio, hierro galvanizado con una capa protectora de 30 μm, madera tratada, estructuras en fibra de vidrio, etc. • En el caso de módulos fotovoltaicos con marco, su fijación a los soportes sólo puede realizarse mediante elementos (tornillos, tuercas, arandelas, etc.) de acero inoxidable. El ángulo de inclinación debe permitir la mayor captación de energía solar durante el peor mes, es decir el mes con la peor relación entre los valores diarios de la irradiación y el consumo, ambos en media mensual. Generalmente puede suponerse que la demanda de los usuarios es constante, lo que lleva a la fórmula (ecuación 21): (21)

Donde:

Φ es la latitud del lugar de instalación.

Es útil señalar que pequeñas desviaciones acimutales en la alineación sur-norte (+/- 30°) y/o de inclinación (+/- 10°) tienen una influencia relativamente pequeña sobre la captación de radiación y, en consecuencia, sobre la producción del panel fotovoltaico.

7.5.4.3 / El regulador El regulador de carga es un equipo capaz de evitar la sobrecarga del acumulador a la vez

que limita la tensión a unos valores adecuados para el mantenimiento, en estado de flotación, del grupo de baterías. La misión del regulador de carga es de suma importancia en la mayoría de los casos, ya que se trabaja con una fuente de energía totalmente variable a lo largo del día y del año. De no existir un sistema regulador, puede producirse un exceso de corriente que sería capaz de hacer hervir el electrolito con la consiguiente pérdida de agua y deterioro del grupo acumulador, al no poderse limitar la tensión. Generalmente el control del estado de carga de las baterías se realiza mediante la medida de la tensión en bornes, usando los datos proporcionados por los diferentes fabricantes de baterías, ya que existe una relación entre estos dos parámetros. De esta forma, el circuito de control del regulador de carga sabe cuándo debe empezar a actuar limitando la tensión y corriente proporcionada por el grupo fotovoltaico. Consiguientemente el regulador controla constantemente la tensión de los acumuladores durante el proceso de carga. Una vez se ha completado la carga del acumulador, el regulador interrumpe el paso de corriente, evitando de esta forma la pérdida de electrolito y un posible calentamiento de los acumuladores. Cuando la tensión del acumulador desciende, el regulador vuelve a permitir el paso de corriente desde el panel. Por otra parte, una descarga excesiva de los acumuladores puede producir daños irreparables en su capacidad útil. Consecuentemente, el regulador suele incluir un dispositivo a modo de señal acústica y/o luminosa indicando que se ha alcanzado el máximo de la descarga permitida, incluso en la actualidad disponen de una pantalla o “display”. De esta forma el usuario puede evitar descargas profundas preservando por tanto la vida útil de las baterías. Ciertos reguladores informan del estado de carga de los acumuladores de forma continua para que el usuario pueda planificar y gestionar mejor el consumo en función de la energía útil

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disponible. De igual manera hay reguladores que ofrecen información sobre la energía cedida por los paneles fotovoltaicos, así como la que se acumula y la que se consume. En la actualidad gran parte de los equipos reguladores incluyen un elemento sensible a la temperatura (termistor) que varía automáticamente los ajustes de carga, alarma y desconexión por descarga en función de la temperatura ambiente, con lo que se consigue controlar correctamente la carga y descarga de un acumulador a cualquier temperatura, alcanzando siempre el 100 % de la carga y no permitiendo pérdidas innecesarias de electrolito. Con el avance de los microprocesadores y microcontroladores algunos fabricantes han desarrollado reguladores muy versátiles que se adaptan fácilmente a las diferentes condiciones de trabajo, a diferentes niveles de tensión (12 V o 24 V) y diferente tipo de baterías.

solar, derivando con ello la corriente y apartándola de las baterías. Los reguladores de este tipo han de disipar toda la corriente de salida del grupo solar cuando el sistema alcanza el estado de plena carga. Esto resulta una tarea razonable cuando los sistemas eléctricos solares son pequeños, pero con los grandes sistemas se requieren disipadores térmicos de grandes dimensiones o disipadores menores múltiples los que conduce a problemas de fiabilidad y de costo elevado. Consiguientemente, estos reguladores son rentables aplicándolos cuando la potencia de los módulos no sea excesivamente grande, ya que su precio puede equipararse entonces a los reguladores tipo serie con mayores prestaciones y capaces de manejar una mayor corriente procedente del grupo fotovoltaico.

Regulador serie La incorporación de un sistema de captura de datos, tanto de generación como de consumo, condiciones de trabajo, etc., pueden ser almacenados en una memoria acondicionada para este efecto y luego los datos pueden ser evacuados a un computador. Este beneficio resulta ideal para controlar el funcionamiento correcto de los sistemas e investigar variaciones de demanda. Los reguladores pueden clasificarse en reguladores en paralelo o “shunt” y reguladores en serie. La misión en ambos casos es la misma y se diferencian en la forma de trabajo y prestaciones de cada uno de estos elementos.

Regulador paralelo

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Estos reguladores se encuentran colocados en paralelo con el grupo generador solar y el sistema de baterías, detectando la tensión de los bornes de la batería y cuando ese potencial alcanza un valor establecido de antemano, crean una vía de baja resistencia a través del grupo

Actualmente se puede encontrar un tipo de regulador de carga que no disipa virtualmente nada de energía y que se le ha denominado tipo serie. Estos aparatos se basan en el concepto de la regulación en serie, en la que el grupo solar se desconecta del sistema de baterías cuando se logra un estado de plena carga. Es decir, este equipo es equivalente a un interruptor conectado en serie que proporciona una vía de baja resistencia (de miliohmios) desde el grupo solar al sistema de baterías durante la carga, y un circuito abierto entre el grupo solar y la batería cuando está se encuentra plenamente cargada. En el regulador serie no se disipa nada de energía en uno u otro estado, porque cuando está en la posición CERRADO no hay caída de tensión en el interruptor y cuando se encuentra en la posición ABIERTO, no hay paso de corriente. La única potencia consumida es requerida en el interior del equipo para los circuitos de detección y control. La gran ventaja de los reguladores serie radica en su instalación en grandes

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sistemas, ya que su reducido tamaño y la ausencia de disipación de calor los hacen aptos para su inserción en cabinas completamente herméticas que deben trabajar en unas condiciones adversas. Existen otros tipos de reguladores, pero son usados en mucha menor proporción que los anteriores, como por ejemplo aquellos en los que, una vez que la batería está cargada, desvían la corriente proporcionada por los módulos solares hacia otro circuito que puede estar conectado, por ejemplo a una bomba de agua. De esta forma, nunca se desaprovecha la energía que pueden suministrar los paneles fotovoltaicos. Para sistemas de gran tamaño se han desarrollado reguladores que se autorregulan para trabajar siempre en el punto de máxima potencia generada por los paneles, de igual manera se han desarrollado reguladores para sistemas híbridos, con aporte fotovoltaico, pero constituyen aplicaciones especiales no recomendadas para Sistemas Fotovoltaicos Domésticos.

Luminarias en Corriente Continua El hecho de proporcionar la iluminación a corriente continua en vez de alterna, incide directamente sobre el precio final de la instalación, pues, aunque las luminarias pueden salir algo más caras, se evita la compra de un convertidor CC/CA, a la vez que se reducen las pérdidas por rendimiento de este aparato, incrementando la confiabilidad del sistema al disminuir el número de equipos.

Luminarias fluorescentes La iluminación fluorescente presenta ventajas fundamentales frente a la iluminación por lámparas incandescentes pues para un mismo nivel de iluminación se ahorra gran cantidad de energía y la potencia necesaria es mucho menor. Las lámparas fluorescentes, sin embargo, tienen la necesidad de una reactancia o balastro para poder funcionar a corriente continua, pero en los últimos años se han desarrollado estos sistemas convirtiendo esta alternativa segura y fiable para la iluminación en instalaciones fotovoltaicas.

7.5.4.4 / Cargas eléctricas en corriente continua Existen distintos equipos adaptados para trabajar con corriente continua. La mayoría de estos equipos fueron creados inicialmente para la industria de la automoción, autocarabanas y remolques, campings, etc. Actualmente se pueden encontrar en el mercado gran cantidad de electrodomésticos adaptados a la tensión de 12 VCC empezando por luminarias, radios, lavadoras, televisiones, refrigeradoras, bombas, etc. Por otra parte estos equipos generalmente están diseñados para tener una alta eficiencia y de este modo aprovechar al máximo los recursos energéticos disponibles, lo cual los convierte en ideales para su empleo en instalaciones solares fotovoltaicas.

Es muy importante que la frecuencia de oscilación del transistor de la reactancia esté por encima de los 20 kHz, ya que además de no producir interferencias radiofónicas, ni ser audible para el oído humano, emite un flujo luminoso de aproximadamente un 15% mayor que el previsto para una frecuencia de 60 Hz. Por este y otros motivos, la utilización de equipos fluorescentes a corriente continua es muy económica, dado que su consumo eléctrico a igualdad de lúmenes es significativamente menor. Sin embargo, algunos usuarios la considerada muy fría y poco agradable. Existen lámparas con colores cálidos de alto rendimiento que obtienen las ventajas de las luminarias fluorescentes, respecto al ahorro energético, y las de las lámparas incandescentes, en cuanto a la calidad de la iluminación. Estas lámparas,

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aunque requieren una inversión ligeramente mayor, garantizan un grado de iluminación agradable. Los rendimientos lumínicos en la actualidad están próximos a los 55 lúmenes por vatio (lm//W) y la durabilidad se ha incrementado llegando a superar las 10.000 horas de uso cuando el arranque se produce en frío. Un problema que amerita tener presente es la potencial contaminación por metales pesados cuando se disponen de las lámparas usadas. La cantidad de mercurio recomendada como máxima es de 5 mg por luminaria. El problema se presenta cuando al no dar un manejo adecuado de las luminarias que han culminado su vida útil estas se desperdigan en la zona.

Luminaria con tubo fluorescente Disponen de un balasto y un tubo independientes, los sócalos para conexión tiene dos entradas cada uno. Como ventaja de estas luminarias cabe citar la

doras para sistemas de 110 V ca (Figura 7.18). La principal ventaja es su costo, alta durabi-

Figura 7.18 / Luminaria compacta (Fuente: http://www.phocos.com).

lidad, fácil montaje y son las más difundidas. Como desventaja podemos citar que al estar constituida en solo cuerpo, al dañarse solo el balasto o solo la luminaria, deben sustituirse simultáneamente los dos elementos.

Luminarias semicompactas

Figura 7.17 / Lámpara de tubo fluorescente.

Mezclan las características de las dos anteriores. Se montan en una boquilla E-27, pero el balasto se puede separar de la luminaria, así en caso de fallo se puede sustituir solo la parte afectada (Figura 7.19). A pesar de ser muy convenientes, son poco difundidas.

disponibilidad de usar los mismos tubos fluorescentes que se aplica para lámparas de 110 V ca. Como desventaja, al ser los tubos de mayor diámetro utilizan una mayor cantidad de mercurio, además son las que han presentado mayor problema en los balastos.

Luminaria compacta

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El balasto y la lámpara están en un solo elemento se conectan en una boquilla común E-27, el tubo es de menor diámetro, para potencias superiores a 15 W se fabrican las tipo rollo, su apariencia es similar a la lámparas ahorra-

Figura 7.19 / Luminarias semicompactas (Fuente: http:// www.phocos.com).

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Luminarias LED Están constituidas por un conjunto de Diodos Emisores de Luz, LEDs, por sus siglas en inglés. Estos elementos semiconductores en la actualidad son los que presentan el más alto rendimiento lumínico y sus proyecciones para el futuro son muy buenas. Por el momento, debido a su muy bajo consumo, se ha constituido en el medio ideal para sistemas de señalización, vallas publicitaras, semaforización, etc. (Figura 7.20).

Figura 7.20 / Luminaria LED (Fuente: http://www.phocos. com).

fotovoltaicos y almacenada en la batería en corriente alterna necesaria para diferentes dispositivos. Los inversores o convertidores CC/CA constan de un circuito electrónico realizado con transistores y tiristores, que trocea la corriente continua alternándola y creando una onda de forma cuadrada. Este tipo de onda puede ser ya utilizada después de haberla hecho pasar por un transformador que eleva la tensión, teniendo entonces los denominados convertidores de onda cuadrada, o bien si se filtra, obtener una forma de onda sinusoidal igual a la de la red eléctrica. Existen otros tipos de convertidores más sofisticados, entre ellos los que en vez de crear una onda cuadrada crean una onda escalonada que sigue la forma sinusoidal mediante un filtro menos complicado que el utilizado en el caso de una onda cuadrada. Para algunas aplicaciones en energía solar es suficiente utilizar convertidores de onda cuadrada, pues no son especialmente sofisticadas (pequeños motores, herramientas eléctricas de muy baja potencia), y presentan habitualmente un rendimiento más elevado, ya que al no existir filtro las pérdidas son más pequeñas.

7.5.4.5 / Inversores

El rendimiento de los inversores tendrá que ser considerado en los cálculos de la demanda de energía. Por otra parte, el rendimiento del inversor disminuye a medida que utilizamos menos potencia de la nominal del equipo inversor. Por tanto debemos ajustar la potencia del inversor lo mejor posible a nuestras necesidades reales de la instalación. El valor de este rendimiento se debe buscar en los datos proporcionados por el fabricante, preferentemente para diferentes potencias, pues en muchas aplicaciones el consumo nominal del equipo será variable, por lo que tendremos que promediar este valor aproximándonos al rendimiento medio de las diferentes potencias consumidas (Ver Figura 7.21).

Estos dispositivos sirven para transformar la corriente continua generada en los paneles

Como regla general práctica, en toda instalación de energía solar se debe utilizar lo menos

Esta tecnología, que actualmente se encuentra en una fase de desarrollo para aplicaciones domésticas, debe aún superar algunos problemas como difusión de la luz producida y trabajar en todas las longitudes de onda del espectro de la luz visible para sistemas de iluminación de calidad. Además, el costo de estas luminarias es aún elevado comparado con el de sus pares fluorescentes. Por su bajo consumo resulta adecuada para sistemas de iluminación móviles; funciona como una linterna de alta eficiencia, lo que podría permitir su uso en proyectos de electrificación rural.

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Figura 7.21. / Curva de rendimiento de un inversor en función de la carga (Fuente: www.solarweb.net)

posible los inversores y tratar por todos los medios de alimentar los equipos en corriente continua. Esta afirmación se hace por dos motivos: uno es el costo final, que seguramente saldrá más alto, y otro es una razón de fiabilidad, ya que todos los equipos al estar alimentados por el convertidor quedarían sin funcionar si éste sufriera una avería.

el costo y el consumo global. Se deben tener en cuenta que los inversores de arranque automático usualmente necesitan una potencia de unos 20 W, aproximadamente, para detectar su conexión. Por debajo de esta potencia el inversor no arranca.

7.5.4.6 / Subsistemas de acumulación (Baterías)

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La gama de convertidores en el mercado es amplia, tanto en onda cuadrada como en onda senoidal, y la decisión de utilizar uno u otro se deberá de tomar en función del tipo de carga que se le conecte, aunque lógicamente el que siempre la hará funcionar perfectamente será el de onda senoidal que, en contrapartida, presentará un costo más alto. Otra posibilidad de elección de los convertidores es el arranque automático, que consiste en un circuito adicional que al detectar la conexión de una carga, automáticamente da orden a la etapa de potencia del convertidor para su puesta en marcha. Una vez que la carga deja de consumir, el convertidor se para y tan sólo queda en funcionamiento el equipo detector con un bajo consumo. Este tipo de convertidores es muy conveniente utilizarlo cuando las cargas se conectan y desconectan varias veces al día. Si, por el contrario, el uso fuera esporádico, convendría entonces usar uno de encendido manual que reduciría

El acumulador o batería es un dispositivo electroquímico que almacena energía eléctrica en forma de enlaces químicos. Un acumulador convencional está constituido por uno o varios vasos interconectados. Cada vaso se conforma por una lámina de plomo (Pb) y otra de dióxido de plomo (PbO2), sumergidos en un electrolito resultante de la mezcla de ácido sulfúrico (Figura 7.22). En el acumulador se produce la siguiente reacción química (Ecuación 22):

(22)

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Figura 7.22 / Esquema de una batería Pb-ácido.

7.5.4.6.1 / Parámetros Eléctricos de un Acumulador Capacidad de almacenamiento de energía Es la cantidad de electricidad que puede obtenerse durante una descarga completa del acumulador plenamente cargado. Se mide en Ah para un determinado tiempo de descarga.

ma es aquel que permite una descarga continua de 20 horas de duración, al cabo de la cual la energía en reserva en la batería representa el 20% de la máxima con la que comenzó.

Régimen de carga/descarga

Corrientes en exceso de C/20, si no son debidas a transitorios en la carga de corta duración, generan una disipación de calor (I2 x ri, siendo r la resistencia interna de la batería) que daña a la batería en forma permanente. En particular, la batería del ejemplo no puede entregar 200A, durante una hora, en forma continua, ya que, para preservar la vida útil del equipo, el proceso químico no puede ser acelerado por sobre un máximo.

Es la corriente aplicada a la batería para restablecer/extraer la capacidad disponible, normalizado respecto a la capacidad.

Profundidad de descarga (Depth of Discharge, DOD)

Ejemplo:

Capacidad a 100 horas = 200 Ah C100 = 200Ah

Ejemplo: régimen de descarga de 10 h. en una batería de 200 Ah es:

Este parámetro representa los Amperios-hora extraídos de una batería plenamente cargada. Se determina en tanto por ciento. Ejemplo: en una batería de 200 Ah, extraemos 120 Ah, la profundidad de descarga es:

Máxima Corriente de Descarga La industria ha estandarizado la prueba que determina el valor de la máxima corriente de descarga. Esto permite comparar distintos modelos de baterías. El valor de la corriente máxi-

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Cuando se efectúa la prueba para determinar el valor en Ah de una batería solar, la DOD debe alcanzar un mínimo de 80 %.

Estado de Carga (state of charge, SOC)

Capacidad de Acumulación

Ciclo: Representa la secuencia de carga/descarga para una profundidad y régimen de descarga determinados.

La cantidad de energía que puede ser acumulada por una batería está dada por el producto del voltaje nominal por el número de Ah, este producto se mide en Wh o kWh, dependiendo de su valor. Por lo tanto:

Es la capacidad disponible expresada en tanto por ciento de la capacidad nominal.

Ciclos de Vida: Es el número de ciclos que una batería puede soportar funcionando de manera correcta, sin daño permanente ni afección a su vida útil.

Wh = Voltaje nominal x Ah En el presente ejemplo, la capacidad de acumulación, a un voltaje de 12 Vcc, será: Wh = 12 x 200 = 240 Wh

Vida Útil: La vida útil de una batería representa el periodo durante el cual es capaz de operar para determinadas condiciones manteniendo la capacidad y el rendimiento. En la práctica, la vida útil de una batería solar suele verse acortada debido a un uso indebido (por ejemplo, sulfatación prematura en sus bornes).

Voltaje de Corte Es el voltaje para el que se finaliza la descarga de la batería. Es función del régimen de descarga y del tipo y modelo de batería. En la Figura 7.23 se muestra el voltaje de corte (máximo y mínimo) de un vaso, durante un tiempo dado (12 horas).

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Figura 7.23 / Curva de voltaje de corte

Rendimiento (η): El rendimiento de una batería puede expresarse de dos formas: • FARÁDICO (Ah): Relación entre carga extraída (en Ah) y carga total (Ah) requerida para establecer el estado inicial de carga.

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• ENERGÉTICO (Wh): Igual que el anterior, pero en Wh.

7.5.4.6.2 / Tipos de Baterías para Aplicaciones Fotovoltaicas A partir de su aparición en 1859, las baterías han ido evolucionando y se han desarrollado diferentes tecnologías que comprenden el uso de nuevos materiales, modelos, disposición de los elementos, etc. Estas nuevas tecnologías buscan mejorar rendimientos energéticos, vida útil, disminuir el mantenimiento, mejorar la seguridad y bajar costos. En algunos de los nuevos modelos es posible encontrar una nueva terminología introducida por los fabricantes de esta nueva batería, es así que parece la llamada unidad de energía de vida, LEU en inglés (Life Energy Unit). El número de LEUs dado para un determinada unidad, representa el número de KWh que ésta será capaz de entregar durante su vida útil. No todas las baterías pueden instalarse en sistemas fotovoltaicos domésticos - SFD, debido a las condiciones especiales de trabajo de dichos sistemas. Sin embargo, actualmente existen varias opciones a ser consideradas durante el diseño e instalación de un SFD, dependiendo de factores como la calidad y costo. Aunque inicialmente los SFD eran instalados con baterías de plomo - ácido convencionales, hoy en día se tienen nuevos tipos de baterías. A continuación se resumen las principales características de los diferentes tipos de baterías.

Baterías Pb-ácido convencionales Su funcionamiento se explicó al inicio de esta sección. Son las más económicas y difundidas, requieren mantenimiento permanente, se debe vigilar el nivel de electrolito el mismo que debe ser nivelado periódicamente con agua destilada, su vida útil es limitada. Desde el punto de

vista ambiental, son dispositivos que deben disponerse adecuadamente al finalizar su vida útil pues contienen metales pesados y ácidos.

Baterías Pb-ácido libres de mantenimiento (SLI) Son similares a las baterías convencionales Pb-ácido, pero disponen de una malla de condensación para el vapor de agua que se produce en los procesos de carga y descarga, por lo tanto no requieren que se le agregue agua destilada para corregir el nivel de electrolito. Las baterías SLI de “bajo mantenimiento”, a veces comercializadas bajo el nombre de “baterías libres de mantenimiento”, a menudo utilizan aleaciones de plomo y calcio en las rejillas. El calcio aumenta el voltaje al que comienza a producirse el gaseo, pero reduce la cohesión del material activo de las placas. En consecuencia, el calcio reduce el consumo de agua, pero también reduce la resistencia al ciclado de la batería. Estas baterías son particularmente vulnerables a los daños por descargas profundas. Además están sujetas a deterioro por grandes variaciones de temperatura. Por esta razón, muchos diseñadores de sistemas fotovoltaicos recomiendan no utilizarlas en aplicaciones fotovoltaicas en países cálidos. Sin embargo, la característica “libre de mantenimiento” resulta muy atractiva para algunos, y estas baterías se han utilizado extensamente en algunos países, como por ejemplo Brasil.

Baterías tubulares Su principio de funcionamiento es también similar al de las baterías convencionales Pb-ácido, pero en estas baterías los electrodos se reducen a hojas metálicas, las que son enrolladas, formando un cilindro. El separador, de muy poco espesor, tiene depresiones, donde se coloca el electrolito, el que tiene una estructura pastosa. Los cilindros así formados constituyen las celdas en esta batería.

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El diseño del separador y el alto grado de compactación entre electrodos ayudan a crear una estructura mecánica monolítica, la que se ve reforzada por el diseño de la caja, que sigue las curvaturas de los cilindros internos, el uso de un electrolito pastoso, un empaquetado ceñido y una caja hermética. El costo de estas baterías es mayor que el de una batería de Pb-ácido con electrolito líquido de muy buena calidad (entre un 30 y 50 % adicional). Las baterías de este tipo para uso fotovoltaico son de mejor calidad y están hechas con placas tubulares y rejillas con bajo contenido de Sb-Se. Con estas baterías se pueden alcanzar vidas útiles superiores a 8 años, con frecuencias de mantenimiento entre 1 y 2 veces al año. Una desventaja particular de las baterías tubulares en sistemas fotovoltaicos domésticos es que no aceptan fácilmente regímenes de carga muy bajos, además, son caras y están poco disponibles en los mercados actuales de los países en desarrollo.

Baterías AGM Los vendedores de baterías herméticas ofrecen actualmente un sólo tipo de construcción, el que se conoce por las sigla inglesa AGM (Aggregated Glass Mat). La mejor traducción sería electrolito contenido en un conglomerado con paño absorbente (mat) cristalizado. El paño es el separador de placas, que está hecho de una estructura fibrosa fina de silicio y boro, la que tiene una apariencia cristalizada o de fibra de vidrio (fiberglass). El electrolito, que ha sido reducido a una densa estructura gelatinosa, pasa a formar parte del conglomerado. Las baterías de este tipo usan también un electrolito de ácido y agua, pero la solución tiene un grado de saturación menor que la del electrolito líquido. Aunque su costo es aún una barrera, las ventajas de estas baterías hacen que su nivel de adopción sea creciente en todo el mundo y particularmente en SFD.

Ventajas de las baterías AGM Baterías con electrolito tipo GEL Si los gases generados en la batería de Pb-ácido pueden ser parcialmente o totalmente recombinados, la caja de la batería puede ser hermética. Esta solución es la usada en las baterías con electrolito gelatinoso o tipo gel (gel cell batteries, en inglés). El grado de recombinación depende de la actividad química en el electrolito (valor de la corriente). Este tipo de baterías pueden llegar a ser hasta 20 % más costosas que sus pares Pb-ácido.

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Baterías GEL-VRLA Son baterías tipo GEL que para situaciones de emergencia, como un cortocircuito externo, poseen una válvula de seguridad, y de allí que también se las conozcan por la abreviatura inglesa VRLA (Valve Regulated Lead Acid) o batería Pb-ácido regulada por válvula.

• Toleran más abuso que otras baterías del tipo hermética, ya que el grado de recombinación de los gases de carga es algo superior al 99 %. • Tienen una auto-descarga que no excede el 3 % por mes (a 25 °C). • Pueden ser recargadas al 100 %, aún si han perdido completamente su carga. • Nunca desparramarán el electrolito (aún si se rompiere la caja), convirtiéndose en la solución ideal para instalaciones en donde el movimiento constituye un problema (boyas, embarcaciones o aviones). • Resultan muy seguras cuando son instaladas dentro del hogar.

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• No dejan escapar grandes cantidades de gases al ser cargadas (menos del 4 % del total), siendo ideales en aviones o en instalaciones fotovoltaicas donde el banco de baterías debe ubicarse en un lugar habitable.

sar que el costo operacional (costo a largo plazo) es mucho menor (5 veces) al de una batería del tipo Pb-ácido de igual capacidad.

• Como no requieren mantenimiento (agregado de agua), se las usa en instalaciones donde la supervisión no es frecuente o es nula, como repetidores telefónicos en la montaña. Esta característica puede ser útil cuando el usuario de un sistema FV no quiere o puede mantener el banco de batería. Muchos sistemas FVs integrales (sistemas listos para ser usados) incluyen este tipo de batería.

Las baterías solares de Ni-Cd se fabrican con un procedimiento completamente diferente del usado para las versiones pequeñas, evitando el efecto “memoria” de dichas baterías (baterías para computadoras portátiles y celulares). Este tipo de baterías usa un diseño llamado “placas con bolsillos” (pocket plate, en inglés). Las placas son de acero inoxidable, con depresiones (bolsillos) donde se coloca el material activo. El electrolito de estas baterías es una solución de agua e hidróxido de potasio, el que requiere una fina capa de aceite en la superficie superior para evitar su oxidación por el oxígeno del ambiente.

• Resisten mejor las bajas temperaturas ambientes.

Ventajas de las baterías de Ni-Cd

• No necesitan ecualización (a diferencia de las baterías Pb-acido convencionales)

Desventajas de las baterías AGM • El costo es dos a tres veces superior al de una batería Pb-ácido con electrolito líquido. • La corriente y el voltaje de carga son más bajos que para la de electrolito líquido (mayor tiempo de carga). • No pueden ser almacenas sin mantenimiento por periodos largos de tiempo, debido a su autodescarga, pueden producirse descargas profundas que repercuten en su vida útil.

Baterías Níquel-Cadmio (Ni-Cd) Las baterías de Ni-Cd se caracterizan por ser de ciclo profundo. A pesar de su gran calidad no han podido suplantar a las baterías Pb-ácido, debido a su alto costo inicial (6 a 8 veces), a pe-

• Toleran más abuso que su equivalente de Pb-ácido, ya que soportan, sin dañarse, cargas y descargas excesivas, y pueden trabajar con bajo estado de carga sin deteriorarse. • Toleran una mayor PdD (cerca del 100 %). • Tienen una mayor eficiencia con bajas y altas temperaturas y soportan sin problemas una alta combinación de temperatura y humedad ambiente. Esta última característica las convierte en la solución ideal para climas tropicales. • No tienen problemas de sulfatación de las placas o congelación del electrolito. • La autodescarga, inicialmente elevada, disminuye con el tiempo, permitiendo largos periodos de almacenamiento con una retención considerable de la carga inicial. • La vida útil es de más de dos veces la de una batería solar de Pb-ácido de igual

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capacidad. Los fabricantes de más experiencia con este tipo de baterías, las garantizan por 20 años. Desventajas de las baterías de Ni-Cd • La característica de descarga es la mayor desventaja, ya que el voltaje de salida permanece prácticamente constante (extremadamente baja resistencia interna) hasta que, súbitamente, su capacidad de almacenaje se ve agotada. En ese momento el voltaje de salida cae en forma vertiginosa, no permitiendo al usuario tener un “aviso previo”. • La evaluación del estado de carga requiere medir el voltaje de salida con un voltímetro que tenga la suficiente resolución y precisión para que la lectura contenga dos decimales significativos, ya que la diferencia en voltaje entre una celda cargada u otra descargada es muy pequeña (1,4 V cargada; 1,1 V descargada). • El electrolito de una batería de Ni-Cd tiene un rol pasivo. Sólo actúa como transportador de cargas, y por lo tanto, no hay variación alguna en su densidad entre una celda cargada o descargada. No es posible usar un densímetro para determinar el estado de carga • El bajo voltaje por celda obliga a la incorporación de un mayor número de celdas/ batería para obtener voltajes cercanos a los 12 V. La Figura 7.24 muestra los tipos de baterías más usadas en los SFD.

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Actualmente se han demostrado las ventajas de las baterías de ion de metal (litio, aluminio, potasio, sodio), particularmente una mayor densidad energética comparada con sus contrapartes convencionales. Por ejemplo, las propiedades de las baterías de Li-ion, como la

Figura 7.24 / Principales tipos de baterías (Fotos 1, 2 y 3; Fuente: www.supertiendasolar.es. Foto 4. Fuente: www.alimarket.es)

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ligereza de sus componentes, su elevada capacidad energética y resistencia a la descarga, junto con el poco efecto memoria que sufren y su capacidad para funcionar con un elevado número de ciclos de regeneración, han permitido diseñar acumuladores livianos de alto rendimiento, de pequeño tamaño y variadas formas, especialmente adaptados a aplicaciones electrónicas (teléfonos móviles, computadores portátiles, etc.) (Wikipedia, 2015b). Estas baterías están siendo también usadas en los últimos años en sistemas fotovoltaicos aislados.

7.5.4.6.3 / Diferencias entre baterías para aplicaciones solares y las baterías para vehículos Existen varios casos reportados respecto a que una vez que una batería de un Sistema Fotovoltaico Doméstico (SFD( se avería o ha concluido su vida, es reemplazada por baterías convencionales usadas en vehículos. Esta solución puede resultar ventajosa al inicio, particularmente por costo y disponibilidad de la alternativa, pero se convierte en un verdadero problema para el buen funcionamiento del SFD, por las siguientes razones: • Las baterías de un sistema FV doméstico para uso nocturno deben entregar una corriente cercana o igual a su máximo, durante varias horas, sin poder ser recargadas. • La batería en un automotor debe entregar, en menos de 30 segundos, una corriente transitoria cuyo valor pico alcanza 1.000 A (por unos 3 segundos), pero tiene asegurada una recarga inmediata, que continúa mientras el motor funcione. Se nota entonces que el régimen de las cargas es completamente distinto. Por lo tanto, los parámetros eléctricos que son importantes en una batería solar, como la capacidad (Ah) y la PdD, no tienen importancia en una batería automotriz.

La calidad de una batería solar está determinada por la capacidad de acumulación (Ah x V) y entrega (PdD) de energía durante largos períodos de actividad. La calidad de una batería automotriz está relacionada con los valores de corriente que puede entregar durante el arranque, a temperaturas bajas. Baterías solares de 250 Ah son frecuentemente usadas en sistemas FVs de bajo consumo para uso doméstico, mientras que la batería automotriz de mejor calidad sólo alcanza los 60 Ah. Por otro lado, distintos requerimientos se traducen en distintas técnicas de construcción para las placas que forman las celdas. Las de una batería solar tienen una mayor cantidad de material activo por unidad de volumen, para alargar la vida útil de las mismas. En las baterías para automotor lo que importa es obtener una baja densidad de corriente (A/ cm2) para minimizar la caída de voltaje por celda cuando circula la corriente de arranque. Por ello usan placas de plomo esponjoso, el que ofrece la mayor superficie de conducción para un volumen dado volumen de carga. Esta diferencia de diseño hace que una batería solar de 6 V (3 celdas), con volumen muy similar a la de 12 V para un automotor (6 celdas), pese más de 28 kg (62 lb). El incremento del material activo explica, asimismo, el mayor costo asociado con las baterías solares. Es evidente que una batería solar y otra de automotor son versiones totalmente diferentes. El análisis llevado a cabo refuerza el concepto dado en la sección anterior, donde se indicó que cada tipo de batería satisface las necesidades de una carga específica. Si se usa para el banco de reserva baterías de automotores, su duración será extremadamente corta, viéndose obligado a cambiarlas frecuentemente, y comprometiendo el grado de confiabilidad del sistema.

7.5.5 / Requisitos ambientales Los SFD, por su naturaleza, generan impactos ambientales no relevantes tanto en su etapa

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de instalación como en su operación. Sin embargo, se deberá tener presente que, una vez cumplida su vida útil, varios de los dispositivos que conforman un SFD deben tener un manejo especial.

latitud de lugar y que la cara a irradiarse vea en sentido contrario al hemisferio en que se encuentra. Es decir, un punto que se encuentra a una latitud 5 sur debe orientar su cara viendo al norte con un ángulo de 5°.

Las baterías utilizadas en los SFD contienen ácido sulfúrico y agua destilada que actúan como electrolito. El manejo o instalación inadecuados de la batería podría producir el derrame o evaporación de dicho electrolito así como la sulfatación (sulfato de calcio) a nivel de los bornes de la batería. Existe el riesgo de quemaduras de la piel y ropa al contacto con dichos elementos, por lo que la instalación y operación de la batería debe hacérsela por personal capacitado. Asímismo, la disposición final de la batería, una vez cumplida su vida útil, debe hacérsela en sitios especiales debido a que en su interior contiene plomo, que es un metal pesado y tóxico.

Sin embargo, en latitudes cercanas al ecuador terrestre, como es el caso de nuestro país, y para fines de que el panel se lave con la lluvia debe orientarse a 10° respecto a la horizontal, además cabe indicar que este ángulo nos da el mayor rendimiento en el mes de peor radiación en nuestra zona.

Por otro lado, las luminarias o lámparas recomendadas en los SFD son fluorescentes (tubulares o compactas), con una rendimiento lumínico muy superior a sus contrapartes incandescentes. Sin embargo, las luminarias fluorescentes contienen en su interior trazas de mercurio, que es un metal pesado de alta toxicidad, por lo que la sustitución de las luminarias se la debe hacer con cuidado, evitando al máximo romper las mismas, cambiándolas por otras nuevas y/o disponiendo las defectuosas en sitios específicamente destinados para ello.

7.5.6 / Orientación de los paneles y análisis de sombras

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Los SFD, por lo general, no disponen para sus paneles de un sistema de seguimiento solar, para orientar un panel de forma que este entregue el mayor rendimiento a lo largo de todo el año, es recomendable orientarlo en la alineación sur norte con una inclinación que forme ángulo con respecto a la horizontal igual a la

Para obtener un mejor rendimiento es necesario prever el movimiento relativo del sol en todo un año, analizar los posibles obstáculos entre el sol y el panel que causarían sombra y por ende una baja en el rendimiento del sistema. Es decir, debe calcularse la montea solar respectiva, o la trayectoria del Sol a lo largo del día en determinada fecha, sabiendo que las variaciones serán mínimas en los diferentes sitios ubicados dentro de un área de estudio en particular.

7.5.7 / Potencial Solar en el Ecuador La ubicación del Ecuador, permite que nuestro país pueda aprovechar el recurso solar durante todo el año con un nivel de radiación promedio de 4574,99 Wh/m2/día, según el ATLAS SOLAR DEL ECUADOR elaborado por el Consejo Nacional de Electricidad – CONELEC, como se muestra en laFigura 7.25. Esta oportunidad de fuente primaria de energía establece el desafío de planificar la matriz energética que considere incrementar la capacidad fotovoltaica instalada ya desde centrales de generación, sistemas conectados a red y/o sistemas aislados. La información del ATLAS SOLAR identifica como las zonas que reciben mayor radiación a las provincias de Loja y la parte sur del Azuay, el centro del país y el centro de Pichincha, todas estas área con una radiación sobre los 5000 Wh/m2/día. Tampoco hay que descartar la zona

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Ver gráfico a color / pag. 424

Figura 7.25 / Insolación Global Promedio en Ecuador continental. (Fuente: CONELEC, 2008).

oriental que prácticamente desde Morona Santiago y hacia el norte reciben un nivel de radiación sobre el valor promedio. Por otro lado, en el Ecuador existen zonas de difícil acceso para la electrificación convencional mediante la construcción de líneas y redes que se conecten al Sistema Nacional Interconectado – SNI; tal es el caso de la provincia peninsular de Galápagos que por su distancia al continente, obligatoriamente se debe pensar en soluciones de generación de energía eléctrica que utilice los recursos disponibles en el lugar. Otro caso son las comunidades que viven alejadas de los centros poblados, con carencia de vías de acceso carrozable y a varios kilómetros de distancia de las redes de la distribuidora.

7.5.7.1 / Proyectos con energía solar fotovoltaica en Ecuador Aplicaciones a gran escala como parques fotovoltaicos conectados a la red, están siendo liderados por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable – MEER, tanto en el territorio continental ecuatoriano como en Galápagos. A finales del año 2012 e inicios del 2013, el Estado ecuatoriano firmó contratos para la construcción de 15 proyectos fotovoltaicos. Esta decisión se basó en las regulaciones del CONELEC 004/11 y 009/08 (para despacho preferente y precios especiales, respectivamente). El precio establecido en la normativa (USD 0,40/ kWh) atrajo a las empresas relacionadas con la energía fotovoltaica. Inicialmente se presentaron 17 proyectos por una capacidad total instalada de 284 MW, con lo cual se llenó el cupo de incentivos del CONELEC. De esa potencia,

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hasta 200 MW se entregarían a empresas que ofertaron siete proyectos de más de 20 MW y el resto a firmas con iniciativas de pequeña generación. Todo ello representaba una inversión de USD 700 millones hasta el 2015 (Revista Líderes, 2012). El 29 de Enero de 2013 se conectó oficialmente a la red ecuatoriana de electricidad la Central Fotovoltaica de Paragachi de 1 MW de potencia, constituida por 4.160 paneles de 240 Wp c/u, siendo la primera planta solar de este tipo en el país (Figura 7.26). La planta ocupa 3,5 hectáreas y está ubicada en la provincia de Imbabura, una de las zonas con mayor irradiación solar de Ecuador (Zigor, 2013).

• Proyecto Fotovoltaico Baltra, consta de la implementación de un sistema fotovoltaico de 200 kWp, con un sistema de almacenamiento de 900 kW en potencia de baterías industriales, tipo híbrido (Ión Litio + Plomo Ácido). • Proyecto Fotovoltaico Puerto Ayora, que se enmarca dentro de la iniciativa nacional “Cero Combustibles Fósiles en Galápagos” y permitirá reducir el consumo de combustible fósil que actualmente demanda el sistema de generación de isla Santa Cruz. Adicionalmente, el proyecto fotovoltaico Puerto Ayora, de 1.5 MWp, permitirá coordinar la penetración de energía de los distintos proyectos de energía renovable que actualmente se desarrollan tanto en isla Baltra como en Santa Cruz. • Proyecto híbrido Isabela, desarrollado en la isla Isabela y considera: una planta térmica dual de 1,2 MW, la instalación solar fotovoltaica de 1,15 MWp y el sistema de almacenamiento de energía (baterías) de 3,3 MWh. (MEER, 2014).

Figura 7.26 / Central Fotovoltaica Paragachi- 1 MW en Pimampiro, Imbabura. (Fuente: www.zigor.com)

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Sin embargo, y a pesar del auspicioso inicio, para finales del año 2014 apenas 25 MW de potencia solar fotovoltaica se encontraban instalados en el Ecuador. Esta potencia se cubrió con 23 proyectos de 1 MW y uno de 2 MW, ubicados principalmente en las provincias de Loja, El Oro e Imbabura. Alrededor de 60 proyectos, con un total de 222 MW de potencia, fueron cancelados por parte del CONELEC, por diferentes causas: contratos revocados, terminación de mutuo acuerdo, o registros revocados (CONELEC, 2014). Con referencia a los proyectos ubicados en las islas Galápagos se tiene:

Entre las experiencias a menor escala está aquella de la empresa distribuidora de energía eléctrica CENTROSUR mediante la instalación de una planta de generación fotovoltaica de 28 kWp (112 paneles de 250 Wp cada uno), en su edificio matriz en la ciudad de Cuenca. El sistema de autogeneración permitirá suplir aproximadamente el 6 % del consumo de energía eléctrico del edificio. Así mismo, el edificio del CENACE en Quito, tiene instalado un sistema fotovoltaico de 44 kilovatios pico (kWp) de potencia (192 paneles), conectado a la red, lo que cubre el 30 % de la demanda de potencia del edificio. A ello se suma un sistema eólico de 5 kW que cubre un 5 % adicional de la demanda (CENACE, 2013). Por otro lado, como aplicaciones con SFV aislados de la red se instalan antenas de teleco-

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municaciones, sistemas de bombeo de agua e instalaciones domiciliarias en zonas remotas. Quizá estas últimas son las de mayor difusión, aunque no con el éxito esperado, principalmente en las provincias orientales de Sucumbíos, Orellana, Napo, Pastaza y Morona Santiago. En la siguiente sección se amplía este tema.

7.5.8 / Experiencias e electrificación rural con SFV en el Ecuador 7.5.8.1 / Antecedentes En el Ecuador, hasta hace algunos años atrás, la instalación de SFD a nivel rural era realizada por personas e instituciones de manera aislada, sin una adecuada coordinación con las entidades competentes o responsables de proveer el servicio eléctrico. La institución más comúnmente referida por sus experiencias de implementación de SFVAR era la empresa privada FEDETA (Fundación Ecuatoriana de Tecnología Apropiada), institución que a través del informe presentado en el seminario regional llevado a cabo en julio de 2008 denominado “Amazonía: Energías renovables, Electrificación Rural y Desarrollo Humano Sostenible”, en la que participaron instituciones del Estado como: CONELEC, MEER, SENPLADES y otra como OLADE, indica: “Con el objetivo de solucionar de manera sostenible las necesidades de energía en poblaciones rurales, FEDETA desarrolló su propio modelo entre los años 2001 a 2005. Desde entonces este se ha puesto a prueba en 673 instalaciones de energía solar fotovoltaica …”. El informe precisa que los proyectos han sido implementados en la ribera del río Aguarico y que durante el 2008 se tenía previsto el cambio de baterías a cargo de las Unidades de Operación y Gestión Energética Sostenible (UOPGES) y de la Empresa Eléctrica Regional de Sucumbíos, quien es la propietaria de los sistemas (EUEI FEDETA, 2008). Las comunidades intervenidas por FEDETA se detallan en la Tabla 7.1. Sin embargo, en una posterior presentación que realizó FEDETA al

Coordinador del Pacto Global de Naciones Unidas en Ecuador, solo se anuncian 324 SFV instalados por esta empresa (FEDETA, 2014). De la consulta realizada a la Empresa Eléctrica Quito, quien administra la zona de Sucumbíos, se rescató que con corte a octubre de 2014, no se tiene un registro oficial de los beneficiarios que son atendidos con SFV y la mayor cantidad de sistemas no funcionan. La propiedad de los sistemas aún es de los comités de electrificación comunitaria. Algunos sistemas se han retirado debido a que ya se llegó con redes al sector y otros sistemas (que funcionan algunos de sus componentes) están siendo repotenciados (Balseca Granja, 2014). Adicionalmente, en el informe del proyecto DOSBE denominado: “DESARROLLO DE OPERADORES ELÉCTRICOS PARA REDUCCIÓN DE LA POBREZA EN ECUADOR Y EL PERÚ”, se citan los modelos de servicio eléctrico descentralizado encontrados en el Ecuador (Ortiz y col., 2008):

• Proyectos de FEDETA. Modelo propio para solución de necesidades energéticas para poblaciones aisladas. Se ha puesto a prueba en más de 415 instalaciones de energía solar fotovoltaica, beneficiando a 13 comunidades indígenas de la Amazonía ecuatoriana, que operan satisfactoriamente de acuerdo con evaluaciones realizadas por agentes nacionales e internacionales, estatales y privados. El modelo está compuesto por tres elementos fundamentales: Un fuerte proceso de capacitación en el que se vincula toda la población; Un esquema de administración y operación en manos de los pobladores locales denominado UOPGES (Unidad Operativa y de Gestión Energética Sostenible); y Un sistema de coordinación entre actores estatales, agentes privados, ONG´s y organizaciones locales a través de la cual se consigue el financiamiento y se da seguimiento a las inversiones. Indica que en la provincia de Sucumbíos operan más de 400 sistemas domésticos de energía solar instalados bajo este modelo,

363

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

Tabla 7.1 / Instalaciones Fotovoltaicasrealizadas por FEDETA (FEDETA, 2008; Urdiales, 2015). ITEM PROVINCIA

364

COMUNIDADES

NÚMERO POTENCIA OBSERVACIONES SISTEMAS SFV FOTOVOLTAICOS (Wp) INDIVIDUALES

1 Sucumbios

Sábalo; Yanallpa; Seguaya; Tangay

115

106 Ejecutado conjuntamente con la

2 Sucumbios

San Pablo de Kantesiya; Playas de Cuyabeno

112

100 Ejecutado conjuntamente con la

3 Sucumbios

Lorocachi 1 y 3; Lorocachi Central; Singue; Tace; Silvayacu; Cuchapamba 1; Cuchapamba 2

200

100 Ejecutado conjuntamente con la

4 Esmeraldas La Colorada

23

100 Ejecutado conjuntamente con la

5 Sucumbios

Unión Lojana; Tarapuy; Puerto Bolívar

74

100 Ejecutado conjuntamente con la 130 Empresa Eléctrica Regional

6 Sucumbios

Tres Fronteras; Puerto Rodríguez; Bajo Rodríguez; Buen Samaritano

45

100 Ejecutado conjuntamente con la

7 Manabí

Pescadillo; La Betilla; Mata de Cacao; Dos Esteros

110

100 Ejecutado conjuntamente con la

TOTAL SFV

679

en coordinación con la EMPRESA ELECTRICA REGIONAL DE SUCUMBIOS (EERS). Durante el año 2008 FEDETA aspira ejecutar en la región amazónica ecuatoriana 700 instalaciones más de ser aprobados nuevos proyectos presentados ante las autoridades energéticas ecuatorianas. Desde 2006, FEDETA también trabaja en la provincia de Manabí en coordinación con la Empresa Eléctrica de Manabí (EMELMANABI), dónde promueve la instalación de 110 sistemas

Empresa Eléctrica Regional Sucumbios con fondos FERUM Empresa Eléctrica Regional Sucumbios con fondos FERUM

Empresa Eléctrica Regional Sucumbios con fondos FERUM

Empresa Eléctrica Regional Esmeraldas con fondos FERUM

Sucumbios con fondos FERUM 71 SFV individuales y 3 para escuelas Empresa Eléctrica Regional Sucumbios con fondos FERUM

Empresa Eléctrica Regional Manabí con fondos FERUM 107 SFV individuales y 3 para escuelas

de energía solar fotovoltaica en el Cantón Pichincha. • Proyectos PROMEC. Los modelos de gestión propuestos se basan en estructuras formadas por las organizaciones locales, técnicos locales debidamente capacitados, los usuarios y las empresas de distribución locales. Dos proyectos con sistemas fotovoltaicos individuales: 1. Proyecto Arajuno. La ejecución del proyecto

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corresponde a la Empresa Eléctrica Ambato, se constituyó una Junta de Electrificación Rural con Energía Renovable (JERER) como mecanismo de administración, gestión, mantenimiento y operación de los sistemas. Un delegado de la empresa distribuidora es miembro de la JERER. La empresa distribuidora tiene la obligación de colaborar en la gestión, mantenimiento y operación de los sistemas. Existen dos tarifas planas en función de la capacidad instalada. La JERER está a cargo de la recaudación de las tarifas, y debe entregar una parte a la Empresa Eléctrica, para cubrir mantenimiento mayor, y reposición de equipos. Los activos pertenecen a la empresa eléctrica. 2. Proyecto Esmeraldas. Se creó una empresa comunitaria de energía. La distribuidora puede prestar el uso de los equipos a la empresa local y guardar la propiedad sobre los mismos, o a su vez arrendarlos con opción de compra o cualquier otra modalidad que en ese momento se decida. La Empresa Comunitaria está a cargo de la gestión, operación y mantenimiento de los sistemas. La Empresa Comunitaria de Energía en la figura de una Compañía Anónima Comunitaria está en capacidad de celebrar contratos con el sector público para el desarrollo de sus actividades. A futuro la compañía anónima podrá buscar opciones de financiamiento independiente de los fondos FERUM, para ampliar, por ejemplo su capacidad de generación o el servicio que presta. • Proyecto FOMDERES- Microred FV y Sistemas FV individuales. Ubicado en San Lorenzo se creó una Junta de Electrificación Rural (JER) formado por un delegado del municipio, de la comunidad y un miembro de la comisión de la luz (comisión creada para la gestión y mantenimiento del sistema). La JER actúa como ente regulador aplicando estrictamente el reglamento creado para la gestión del proyecto. Los activos (equipos y obras civiles) serán propiedad de la Junta Parroquial. Los recursos necesarios para el mantenimiento del sistema y reposición de equipos serán recaudados mensualmente a los usuarios a través de las

“tarifas” establecidas en el modelo de gestión. Tarifas planas mensuales por energía a disposición (EDA). Los proyectos se ejecutan sin ninguna participación de Empresas distribuidoras locales. La sostenibilidad del proyecto depende exclusivamente de la buena gestión administrativa de la Junta encargada del mismo. • Proyecto Floreana21. varias entidades locales e internacionales aportaron fondos para la ejecución del proyecto. La Junta parroquial es dueña de todos los equipos de generación, y la empresa eléctrica es dueña de la red de distribución. La empresa eléctrica está a cargo de la operación, mantenimiento del sistema de generación y de la distribución eléctrica. El modelo de gestión del proyecto no está todavía determinado. Al momento se está buscando un consenso para la firma de un contrato de comodato entre la Empresa Eléctrica Galápagos y la Junta parroquial Floreana que garantice la sostenibilidad del sistema. La cantidad de proyectos que se han desarrollado con la finalidad de proveer de electricidad a aquellas familias que viven en comunidades aisladas ha sido considerable, una cifra oficial indica 646 viviendas beneficiadas a través del financiamiento de los fondos FERUM entre 2003 a 2007 (CONELEC, 2008). Sin embargo, en una exposición anterior se anunciaron 619 sistemas instalados durante el mismo periodo

21 El proyecto fue construido en Noviembre del 2004, sobre la edificación de un Edificio Multipropósito de la Junta Parroquial de Floreana. En esta fase se instaló una central fotovoltaica con capacidad de 18 kWp, la cual está conectada a un banco de baterías y posteriormente a un sistema que transforma la corriente directa a alterna para el consumo de los habitantes de Puerto Velasco Ibarra. Adicionalmente se instaló un aerogenerador de 400 W, 2 minicentrales fotovoltaicas y sistemas fotovoltaicos independientes con una potencia total de 4.3 kWp para satisfacer las necesidades de los propietarios de las fincas, ubicadas en la parte alta de la Isla Floreana. Posteriormente, con la finalidad de incrementar la capacidad de la central fotovoltaica, en mayo del 2006, se amplió la capacidad con la instalación de 2.6 kWp adicionales con lo que la capacidad fotovoltaica es de 24.9 kWp. El sistema se encuentra operando normalmente desde marzo del 2005 (ERGAL, 2008).

365

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

Figura 7.27 / Sistemas Fotovoltaicos instalados en Ecuador hasta 2007 (CONELEC, 2007).

(CONELEC, 2007). En la Figura 7.27 se observa esta información. Instituciones como ministerios, gobiernos locales y ONGs han dotado de SFV a varios hogares, principalmente en la zona amazónica del Ecuador.

7.5.8.2 / Proyecto Yantsa ii Etsari

366

Desde el año 2011, la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C. A. (CENTROSUR) está llevando adelante el proyecto denominado YANTSA ii ETSARI (Luz de Nuestro Sol, traducción del shuar al castellano), que consiste en la instalación de SFD aislados, de una potencia de 150 Wp para cada vivienda. Hasta Mayo 2015 se tenían aproximadamente 3000 SFD instalados. Los sistemas están ubicados en la provincia de Morona Santiago, dentro del área de concesión de la distribuidora, en los cantones: Morona, Logroño y Taisha (la gran mayoría). El modelo de gestión para estos usuarios tiene como aspecto básico la sostenibilidad institucional implantada por la distribuidora, tal como se explica en la sección 7.5.8.3. Mediante un contrato de

servicio individual, la CENTROSUR formaliza la prestación del servicio de energía eléctrica con sus clientes. En este caso la denominación aprobada por el anterior CONELEC es de Clientes Residenciales Fotovoltaicos (RF), el pago por consumo también ha sido aprobado por el organismo respectivo. La Figura 7.28 muestra el tríptico promocional del proyecto, mientras que la Tabla 7.2 resume los proyectos residenciales instalados y su ubicación. De la información expuesta en esta sección, es claro que una de las aplicaciones con mayor potencial en el Ecuador son los SFD a nivel rural, a fin de satisfacer la demanda de aquellas poblaciones que no tienen acceso a la red eléctrica convencional. Estas comunidades sin electricidad se ubican en zonas marginales de la costa y sierra y particularmente en las provincias del oriente ecuatoriano, donde la dispersión de los asentamientos hace muy difícil llevar la red de distribución eléctrica. En ese sentido, la sección 7.5.9 presenta un ejemplo de cálculo para determinar los principales componentes de un SFVD.

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Figura 7.28 / Proyecto YANTSA ii ETSARI (Fuente: CENTROSUR, 2011).

Tabla 7.2 / Clientes Residenciales Fotovoltaicos (RF) Activos. SFVAR instalados por CENTROSUR (CENTROSUR, 2015; Urdiales, 2015). PROVINCIA

CANTÓN

PARROQUIA

Morona Santiago

Morona

Cuchaentza Sevilla

27 337

Logroño

Yaupi

201

Taisha

Taisha Huasaga Macuma Pumpuentsa Tuutinentsa

411 182 540 303 883

TOTAL

NÚMERO SFD

2884

367

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

7.5.8.3 / Modelo de gestión para la electrificación rural sostenible Una de las permanentes preocupaciones enproyectos de electrificación rural con sistemas fotovoltaicos es su sostenibilidad. El modelo para la electrificación rural sostenible en zonas aisladas propuesto por la CENTROSUR, y que se viene aplicando en el proyecto Yantsa Ii Etsari, está basado en la relación muy estrecha entre la comunidad y la empresa distribuidora. Define la gestión de la distribuidora como una influencia muy fuerte para lograr la sostenibilidad (técnica, económica, socio-ambiental e institucional) en coordinación con la organización comunitaria. En la Figura 7.29 se muestra el modelo, “de abajo hacia arriba”, y luego se describe brevemente cada uno de sus componentes.

Sostenibilidad tecnológica Este aspecto arranca con la evaluación Recurso-Demanda-Tecnología. Involucra el proce-

so de diseño de los SFV, potencia pico, carga máxima, carga diaria, autonomía, etc., información que permita dimensionar adecuadamente el sistema. También están consideradas las especificaciones técnicas de los equipos y de las instalaciones. Considera la disponibilidad de repuestos y personal técnico para el mantenimiento preventivo y correctivo. A través de la distribuidora se pueden gestionar las actividades de levantamiento preliminar, diseño, adquisición de equipos, instalación, mantenimiento, reposición, retiro y disposición final de elementos del sistema que han sido reemplazados o han terminado su vida útil.

Sostenibilidad económica Se refiere al financiamiento necesario para la implantación del proyecto, que podría estar a cargo de la distribuidora. En el presente caso, la inversión puede ser gestionada a través de los fondos estatales FERUM (Fondo para Electrificación Rural y Urbano Marginal). Para atender los costos de mantenimiento, reposición y reti-

368

Figura 7.29 / Modelo Electrificación Rural Sostenible (Fuente: Urdiales Flores, 2015)

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ro de equipos, la distribuidora puede acceder a estos fondos mediante el programa Costos de Calidad y reporte del Valor Agregado de Distribución (VAD) que se declara ante el CONELEC (hoy ARCONEL). También considera el pago por el servicio que realizan los clientes más el valor del subsidio que debe reconocer el Estado. Estos ingresos también servirían para suplir en alguna medida los gastos de operación y mantenimiento.

Sostenibilidad social Se refiere a la interacción de la empresa con la comunidad y de esta última con el SFV, tanto en la parte técnica como en la aceptación social de la alternativa. Por un lado, es preciso que la comunidad conozca el funcionamiento del SFV, los equipos que puede conectar, el mantenimiento preventivo menor que puede realizar cada cliente (limpieza del panel, limpieza de focos), el cuidado de los distintos elementos que conforman el SFV, qué equipos puede conectar y cuáles están prohibidos para garantizar un adecuado funcionamiento del sistema. Esta información debe ser difundida de manera formal en las reuniones con la comunidad, a través de los trípticos, afiches, durante la instalación y luego en el acompañamiento que realiza la empresa. Por otro lado, es necesario medir el grado de satisfacción social o aceptación de la nueva tecnología, mismo que puede ser evaluado a través de encuestas o entrevistas periódicas; también verificando el cumplimiento de compromisos de la comunidad y cada usuario, además la participación en reuniones que convoca el Comité de Electrificación.

Sostenibilidad institucional Se refiere a las estructuras organizativas que influyen en el éxito del proyecto dentro de la comunidad local. Desde la propia distribuidora

hasta las autoridades de gobierno como: alcaldes y presidentes de junta parroquial, pasando por profesores, sacerdotes y médicos, más las autoridades que pertenecen a las estructuras tradicionales tales como las federaciones que agrupan a varias comunidades representadas por su presidente y los síndicos de cada comunidad. En este esquema que funciona antes de la inclusión del proyecto de electrificación, la distribuidora introduce un nuevo actor que es el Comité de Electrificación. Esta nueva organización representa la figura de la distribuidora (con sus respectivas particularidades) en la comunidad, la cual recibe el acompañamiento periódico y apoyo directo del funcionario de la empresa que inspecciona las comunidades. En este esquema distribuidora-comité de electrificación se plantea una nueva relación de trabajo conjunto con la comunidad beneficiaria, comportamiento que en anteriores ocasiones solo ha estado presente durante la etapa de implantación de un proyecto. Se rompe entonces un paradigma tradicional de la forma en que, generalmente, la distribuidora brindaba el servicio. Estos factores externos (clientes dispersos que no pueden ser atendidos mediante la red convencional) influyen en los cambios y evolución que la empresa distribuidora debe asumir. En este punto es necesario identificar los cambios que la CENTROSUR debió realizar para afrontar el proyecto Yantsa ii Etsari: • Creación de la Unidad de Energías Renovables - UER, grupo de trabajo, dentro de la estructura de la empresa, a cargo de los proyectos con SFV. • Inclusión en el Plan de Capacitación de la empresa, temas como: conocimiento de energías renovables, trabajo comunitario, seguridad y primeros auxilios en la selva. Dirigido a personal interno y externo (contratistas).

369

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

• Cambios en el Sistema Comercial de CENTROSUR - SICO y creación de la tarifa Residencial Fotovoltaica (RF).

como al operador técnico (incluye la dotación de repuestos) para que sea capaz de solventar problemas menores.

• Inclusión en el listado de materiales aquellos equipos que son parte de un SFV. Equipos cuyas especificaciones fueron normalizadas.

La sostenibilidad económica está influenciada por el diseño al garantizar un adecuado servicio con la inversión necesaria. Los equipos cumplen estándares para funcionar en los lugares donde están instalados, esto asegura menores costos de mantenimiento.

• Inclusión como parte de la ejecución del proyecto el modelo del plan de sostenibilidad elaborado por el consultor, en coordinación con la UER. • Creación de un contrato de servicio. En coordinación con el CONELEC se elaboró un modelo de contrato de servicio. Documento que fue autorizado por el organismo regulador. • Creación de reglamentos y contratos para el funcionamiento de los comités y operadores administrativos y técnicos. Los cambios que asuma la empresa distribuidora para garantizar el funcionamiento del Comité de Electrificación y mantener el compromiso de los clientes permitirán que las acciones de la empresa sean aceptadas por la comunidad.

La sostenibilidad social está influenciada por el diseño, ya que permite el involucramiento de los beneficiarios. Por ejemplo, la limpieza del panel y el conocimiento de los avisos que despliega el regulador.

Sentido de propiedad de la comunidad El concepto de que el servicio de energía eléctrica es posible a través de la instalación de un SFV que utiliza un recurso que es propio de la localidad permite a la comunidad “apropiarse” del proyecto. La sostenibilidad tecnológica está influenciada por el sentido de propiedad cuando los clientes utilizan de manera adecuada los SFV, cuidan los equipos y realizan el mantenimiento preventivo menor.

Diseño del SFV enfocado a la comunidad A fin de diseñar el equipamiento más apropiado para la comunidad se debe conocer el tipo de usuario que se pretende servir, su modelo de vivienda, sus costumbres (por ejemplo; permanencia estable o semi-nómada), su capacidad económica, sus aspiraciones del servicio, etc.

370

La sostenibilidad técnica, que incluye también la sostenibilidad ambiental, está influenciada por el diseño, pues éste se basa en estándares que dan confiabilidad de equipos; además, el mantenimiento preventivo depende de la preparación que se haya dado tanto a cada usuario

La sostenibilidad económica recibe influencia del sentido de propiedad cuando los clientes cumplen con el pago de la tarifa establecida. La sostenibilidad social se ve influenciada con el sentido de propiedad cuando los usuarios cuidan su sistema o los equipos instalados pues reconocen que a través de ellos es posible disponer del servicio de energía eléctrica. La sostenibilidad institucional está influenciada desde los comités de electrificación, quienes “representan” a la empresa de distribución en su comunidad y tienen la aceptación de las demás autoridades locales.

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Gestión de la distribuidora La gestión de la empresa distribuidora se inicia con la identificación de la comunidad a ser servida, el acompañamiento para la formación de la estructura del Comité de Electrificación y su funcionamiento, el diseño, puesta en marcha del proyecto y administración del servicio a los clientes. La sostenibilidad tecnológica es influenciada por la gestión de la distribuidora desde el diseño del sistema, estandarización y el mantenimiento que puede brindar a través del operador técnico o del personal propio. También la reposición y retiro de los equipos están a cargo de la distribuidora. La sostenibilidad económica es afectada por la gestión de la distribuidora en la consecución de recursos para la implantación del proyecto así como los necesarios para la operación, mantenimiento y reposición. Es importante también la tarea de recaudación de las tarifas. La sostenibilidad social es influenciada por la distribuidora en la medida que esta última es capaz de educar al cliente y los usuarios sobre el uso y cuidados del sistema, así como sobre los derechos y obligaciones que asumieron mediante el contrato de servicio. La sostenibilidad institucional se ve influenciada por la gestión de la distribuidora específicamente por el funcionamiento y aplicación de las estructuras creadas como el comité de electrificación y la representación que este pueda tener ante la comunidad. Ello se refuerza con la aplicación de reglamentos, contratos, celebración de reuniones, etc., que son actividades que muestran el accionar de los comités.

7.5.9 / Método de cálculo básico de un sistema fotovoltaico doméstico En la actualidad existen diferentes métodos y formas de cálculo para el diseño de un SFV. Es posible además conseguir programas informáticos para cálculo y simulación diaria sobre el comportamiento energético de estos sistemas. Por ejemplo, en el Atlas Solar (CONELEC, 2008) se establece un método de cálculo y ejemplos de diseño para sistemas fotovoltaicos residenciales. En esta sección se presenta un ejemplo de cálculo para un sistema fotovoltaico doméstico, considerando las condiciones de una vivienda del sector rural ecuatoriano. Proyección de la Demanda: Es la parte más importante en el dimensionamiento de un SFD, donde se deben observar las costumbres de la comunidad a servir y en base a estas proyectar el uso de luminarias y electrodomésticos. Datos: En el presente ejemplo de proyección de la demanda, se presenta el consumo proyectado para una vivienda tipo-rural, donde se tiene (Tablas 7.3 y 7.4): • Demanda de lunes a viernes: 317 Wh • Demanda sábados, domingos y días festivos: 365 Wh • Radiación diaria mensual mes más desfavorable: 3.9 kWh/m2 En: energía necesaria ηg: eficiencia carga descarga de la batería (0,8 valor de tablas) La energía real necesaria Ern se calcula: Para días ordinarios Para días festivos

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Tabla 7.3 / Proyección de la demanda eléctrica con luminaria compacta 12 W, vivienda tipo, lunes-viernes. POT.(W)

ITEM

Iluminación dormitorio padres

12

PER.FUNC.

5:00-5:15 20:30-22:00

TIEMPO(H)

ENRG.WH

0,25 1,5

3 18 21

Total ilum.dorm.padres iluminación dormitorio hijos

12

5:45-6:00 20:30-22:00

0,25 1,5

21

Total ilum.dorm.hijos Iluminación cocina-comedor

12

5:15-6:00 18:00-20:00

0,75 2

20

5:15-7:15 12:00-14:00 18:00-21:00

2 2 3

30

8:00-8:30 18:00-20:00

0,50 2

12

5:45-6:00 18:30-20:30

CBWh: capacidad del sistema de acumulación Ern*N: energía necesaria para N días de autonomía DOD: máxima profundidad de descarga de las baterías (0,8 de tablas) nc: pérdidas efecto Joule (5%, estimado)

3 24

317

TOTAL

N: días de autonomía (3); para poder calcular la capacidad del sistema de acumulación para 3 días de autonomía, consideraremos la condición más desfavorable: dos días festivos y un día laborable.

0,25 2

27

Total iluminación corredor

372

15 60 75

Total computador Iluminación externa

40 40 60 140

Total radio computador portátil

9 24 33

Total ilum. cocina-comedor radio

3 18

La dimensión del sistema de acumulación (CBAh) en Ah se obtiene dividiendo el valor anterior para la tensión del sistema en nuestro caso 12V

Utilizando baterías de 150 Ah, sería suficiente una sola batería para almacenar energía para este tipo de vivienda.

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Tabla 7.4 / Proyección de la demanda eléctrica con luminaria compacta 12 W, vivienda tipo, fin de semana y feriado. ITEM

Iluminación dormitorio padres

POT.(W)

12

PER.FUNC.

5:00-5:15 21:30-23:00

TIEMPO(H)

ENRG.WH

0,25 1,5

3 18 21

Total ilum.dorm.padres Iluminación dormitorio hijos

12

20:30-22:00

1,5

21

Total ilum.dorm.hijos Iluminación cocina-comedor

12

5:15-6:00 18:00-20:00

0,75 2

20

5:15-7:15 12:00-14:00 18:00-21:00

2 2 3

30

8:00-8:30 18:30-21:30

0,5 3

15 90 105

Total computador Iluminación externa

40 40 60 140

Total radio Computador portátil

9 24 33

Total ilum.cocina-comedor Radio

18

12

Total iluminación corredor TOTAL

Número de paneles: HSP: 3.9 kWh/m2, del mes más desfavorable Ern: energía real necesaria = 456.25 Wh (mayor demanda en días festivos) ηc: pérdidas por conexionado y dispersión de parámetros (10%, estimado, ηc=0.1) Wpp: potencia pico por panel, en el presente caso se considerará el panel de 150 Wpico

5:45-6:00 18:30-22:00

0,25 3,5

3 42 45 365

7.6 / Posible integración de energía solar con energía hidráulica para la generación de electricidad Hidroseguidores solares.- Un seguidor solar es una máquina con una parte fija (anclada a tierra) y otra móvil que a lo largo del día y dentro de su rango de movimiento, acciona, sincrónica con el sol, a una superficie fotocaptadora lo más perpendicular a las radiaciones directas. Los fotocaptadores accionados por seguidores solares captan durante un día de trabajo más energía radiante que los fotocaptadores fijos. Lo seguidores solares pueden se orientados en uno o dos ejes. Los seguidores solares orientados en un eje son más simples y rentables.

373

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

7.6.1 / Funcionamiento de los hidroseguidores Los hidroseguidores son amplificadores hidráulicos con autocontrol del seguimiento del sol, accionados por la energía de la gravedad durante la descarga y carga libre de agua. Los hidroseguidores, como se indican en la Figura 7.30, están formados por dos recipientes (de área de sección transversal constante para toda altura) con un flotador con carga (grava, arena, agua u otro) en cada uno de ellos. El principio de operación se basa en el siguiente esquema: el hidroseguidor en posición más alta, durante la descarga por gravedad del agua en él contenida, arrastra y controla en su descenso al flotador con carga a una velocidad constante. El otro hidroseguidor (de iguales dimensiones que el primero), ubicado a menor altura, recibe por gravedad el agua del primer recipiente

Figura 7.30 / Esquema básico de los hidroseguidores.

374

Figura 7.31 / Hundimiento del flotador por una fuerza F.

y controla en su ascenso al flotador con carga a igual velocidad constante. Los flotadores accionan a un sistema mecánico de transmisión para lograr el movimiento sincrónico con el sol de los fotocaptadores. La operación estable y eficiente de un hidroseguidor exige tres requerimientos: 1. Alta ganancia o amplificación del hidroseguidor. La figura 7.31 muestra una fuerza F que hunde al flotador. Donde: A1 - es el área entre el flotador y la parte interior del recipiente. A2 - es el área del fondo del flotador.

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Por construcción:

tador u otras perturbaciones. Usualmente los fotocaptadores son de áreas grandes (de varios m2 o más), por lo que en la práctica se comportan como velas resistentes al viento.

El volumen de agua desalojada por el fondo del flotador: es igual al volumen incrementado alrededor de las caras laterales del flotador:

La hidrodinámica de flotador con carga impone un estado de régimen estacionario tal que la fuerza de reacción de empuje Lo que determina que el hidroseguidor compensa la acción de cualquier fuerza F sobre el fotocaptador, al trasmitirse al flotador con carga a través del sistema mecánico de transmisión; de esta forma, ejerce autocontrol sobre el seguimiento sincrónico del fotocaptador con el movimiento aparente del sol, manteniendo con ello la condición de máxima captación de la radiación solar directa.

De donde:

La fuerza de empuje (de reacción) Principio de Arquímedes:

, por el

Done ϒ, peso específico del agua. Sustituyendo a

2. Descenso o ascenso a velocidad constante del flotador con carga. La velocidad de desplazamiento del flotador con carga (tanto en ascenso como en descenso) tiene que ser constante e igual a:

, obtenemos:

Donde:

Ahora bien, si el flotador con carga se hubiese sumergido en una laguna o recipiente con A1 ―› ∞, obtendríamos: que es la fuerza dada usualmente por el Principio de Arquímedes. Vemos que:

Esto implica que la fuerza de empuje de reacción del flotador con carga es mayor que la Fuerza de Empuje Convencional de Arquímedes. Esto implica que el hidroseguidor es muy robusto y que es capaz de contrarrestar la fuerza del viento que actúa sobre el fotocap-

ω, velocidad de rotación de la Tierra alrededor de su eje imaginario de giro. r, radio de la polea, cuyo eje de giro es paralelo al eje imaginario de rotación de la Tierra, y que es accionado por el flotador con carga. A partir de una condición inicial de enfoque, el cumplimiento de que la velocidad de desplazamiento del flotador sea: es esencial para garantizar el buen trabajo de la instalación solar. 3. Orientación Ecuatorial Simple. El principio de trabajo del hidroseguidor solar con la Orientación Ecuatorial Simple del fotocaptador, como se indica en la Figura 7.32, es que a partir de una condición inicial de trabajo (de enfoque, en caso de espejos cilíndrico parabó-

375

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

7.6.2 / Aspectos técnicos de las instalaciones con hidroseguidores En la figura 7.33 se muestra una pareja de hidroseguidores donde se muestran algunos detalles técnicos para su construcción: Leyenda: 1- Hidroseguidor que trabaja por descarga libre de agua durante el día. Figura 7.32 / Orientación Ecuatorial Simple del fotocaptador accionado por un Hidroseguidor.

2- Hidroseguidor que trabaja por carga libre de agua durante el día.

licos), el hidroseguidor gire a -15º/h al fotocaptador, mantenga el enfoque y compense en él, a la velocidad angular ω = 15º/h de arrastre de rotación de la tierra.

3- Motobomba encargada de evacuar el agua del hidroseguidor 2 al concluir cada día de trabajo.

Obsérvese que todo cuerpo fijo a la superficie de la tierra está animado (se ve arrastrado) por su movimiento de rotación; y, si se desea que mantenga un enfoque inicial respecto al sol, es imprescindible animarlo alrededor de un eje paralelo al eje imaginario de rotación de la tierra con una velocidad de compensación.

4- Medidor de nivel visual para el llenado del tanque 1. 5- Sensores de nivel en los tanques 1 y 2 6- Tubería y válvula de retención

Ver gráfico a color / pag. 424

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Figura 7.33 / Pareja de Hidroseguidores con espejo cilíndrico parabólico.

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I y II- Flotadores de peso constante.

V - Velocidad de desplazamiento constante de los flotadores con carga.

Elementos requeridos para la instalación: 1. Eje de caldera: Eje focal del espejo cilíndrico parabólico donde se ubica la caldera del espejo. 2. Caldera: Zona tubular ennegrecida y con efecto invernadero que capta la radiación reflejada por el espejo cilíndrico parabólico. Por su interior circula un fluido portador de calor, como aceite o agua. 3. Hidroseguidor 1 que trabaja por descarga libre de agua: Recipiente con un flotador con carga que desciende a velocidad constante al descargarse por gravedad el agua contenida en su interior. El flotador con carga acciona al fotocaptador a una velocidad compensadora sincrónica de la velocidad de rotación de la tierra para mantener la condición inicial de enfoque. 4. Hidroseguidor 2 que trabaja por carga libre de agua: Recipiente con flotador con carga (de iguales dimensiones que el anterior) ubicado en posición más baja que el hidroseguidor 1; al recibir por gravedad el agua proveniente del hidroseguidor 1 provoca el ascenso a velocidad constante del flotador con carga y compensa en el fotocaptador a la velocidad de rotación de la tierra. 5. Flotadores con carga: Son dos flotadores de igual peso (constante) dentro de cada recipiente de los hidroseguidores 1 y 2 que accionan al fotocaptador o a los fotocaptadores. En función al diseño, cada hidroseguidor puede accionar a un fotocaptador o ambos.

6. Sensores de nivel en los tanques 1 y 2: Permiten el control automatizado del nivel de ambos tanques: cuando el tanque 1 llegue a su nivel máximo desactivará la bomba de recirculación y comenzará de nuevo el proceso de seguimiento. Cuando el nivel del tanque 1 sea mínimo (esté vacío) y el del tanque 2 máximo (esté lleno), se conectará la bomba de recirculación hasta que se llene el tanque 1 y se vacíe, el tanque 2. 7. Medidor de nivel visual para el llenado del tanque 1: Este permite a los operarios tener una apreciación visual del nivel de agua existente en el tanque 1. 8. Tubería y válvula de retención: Es la tubería y la válvula que permiten la recirculación del agua y llenado del tanque 1. 9. Contrapeso de accionamiento: Es un contrapeso conectado al extremo libre de la correa, que repone la posición de enfoque del fotocaptador, al desplazarse el punto de aplicación de la fuerza de empuje de oposición, ejercida en el otro extremo de la correa por el flotador con carga. 10. Contrapesos de balanceo: Son dos pequeños contrapesos, como se muestran en la Figura 7.34, que van unidos rígidamente a la polea en sentido contrario al espejo cilíndrico parabólico para lograr equilibrio del espejo y reducir el consumo de energía en su accionamiento. 11. Poleas: Una (o dos) polea(s) unida rígidamente al espejo cilíndrico parabólico. Por el centro de la polea pasa el eje focal (eje central de la caldera) del espejo cilíndrico parabólico. La correa que pasa por la ranura de la polea (o de las dos poleas, si accionamos por los dos extremos del espejo) es el enlace entre el flotador con carga y el contrapeso de accionamiento. Cuando el flotador con carga que trabaja

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por descenso se encuentra en la posición más alta en el hidroseguidor 1, y por tanto, el contrapeso de accionamiento está en posición más baja, es imprescindible fijar con un pasador la correa a la polea en su primer punto de contacto, para evitar que la correa patine en la ranura de la polea y se pierda el enfoque del fotocaptador. 12. Motor eléctrico: Un MCD, Motor de Corriente Directa, que tiene su eje prolongado en forma de tornillo sinfín para acercar o alejar a la manguera de evacuación por orden del sistema de control, disminuyendo o aumentando, respectivamente, el gasto volumétrico de salida, y controlando así la velocidad de descenso del flotador con carga del hidroseguidor 1 (por tanto el enfoque del fotocaptador). 13. Un sistema de control actuando sobre el MCD compensa las perturbaciones y lleva a enfoque al fotocaptador. 14. Conducto manguera flexible. Es un conducto flexible de evacuación por gravedad que se curva sin partirse y abastece de agua al tanque 2 desde el tanque 1.

15. Un anillo metálico (orlado con una junta de goma como sello) con dos orificios guía laterales, solidarios a una tuerca con rosca en el centro de la manguera permiten el ascenso o descenso de la manguera de evacuación. El MCD al rotar su eje roscado (en un sentido u otro producto de la acción de control) en la tuerca con rosca fija de la manguera, asciende o desciende la manguera, variando el flujo de descarga y con ello ajusta la velocidad de descenso del flotador con carga. La manguera flexible con sus accesorios, montada, desplazada y accionada por el MCD desde el flotador con carga, es una válvula hidráulica viajera de control. Esta válvula solo la lleva el hidroseguidor 1. 16. Motobomba de recirculación del agua: Es una motobomba que trasiega el agua del tanque 2 al concluir el día de trabajo al tanque 1 para crear las condiciones iniciales de seguimiento del próximo día. Se utilizan motobombas solo en sistemas que recirculan el agua de accionamiento. Cuando el agua es abundante o al concluir la tarde no se requiere recircular el agua de accionamiento, tanto la motobomba como la tubería de retorno son descartados.

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Figura 7.34 / Contrapesos de balanceo para alcanzar un equilibrio indiferente del espejo cilíndrico parabólico.

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Funcionamiento de la Instalación: Al comenzar el día, el hidroseguidor 1 está lleno de agua y el flotador con carga está en la posición más alta. El hidroseguidor 2 está vacío y el flotador con carga está en posición más baja. A su vez, el espejo cilíndrico parabólico se encuentra en posición de enfoque. En estas condiciones, se deja salir el agua por la manguera del hidroseguidor 1 de tal forma que su flotador descienda a velocidad constante: . Al recibir esta agua, el hidroseguidor 2 asciende su flotador a igual velocidad En estas condiciones, el sistema mecánico de transmisión mantiene el enfoque al fotocaptador. El desenfoque del fotocaptador es corregida por el Sistema de Control Automático.

(N-S) de una loma, con inclinación igual a la latitud del lugar. Una central solar con hidroseguidores puede trabajar conectada a la red eléctrica o en régimen autónomo. Los hidroseguidores exigen un anclaje mecánico medio a tierra para evitar que el viento o las colisiones vuelquen a los hidroseguidores. A manera de ejemplo, supongamos una estación solar compuesta por 500 columnas de hidroseguidores, una al lado de la otra, y con 20 filas colocadas cada una, en líneas de nivel constante a lo largo de una pendiente N-S. Cada hidroseguidor de una fila impar (contando de arriba para bajo) descarga por gravedad en el hidroseguidor que se encuentra en la fila inmediata inferior. Veamos la operación de esta central solar:

7.6.2 / Central solar con hidroseguidores Primer día de trabajo: En la Figura 7.35 se muestra una central solar con hidroseguidores accionando a espejos cilíndrico parabólicos con orientación ecuatorial simpe, dispuestos en la falda Norte a Sur

Se llenan de agua (antes de comenzar el trabajo) todos los recipientes de los hidroseguidores de las filas impares; es decir, las filas: 1, 3, 5, 7, 9,

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Figura 7.35. / Estación solar accionada con Hidroseguidores.

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

11, 13, 15, 17 y 19. A partir de la condición de enfoque en la caldera de los espejos cilíndrico parabólicos y del sincronismo del accionamiento comienza el trabajo de la estación solar: el agua por descarga libre pasa de cada recipiente de una fila impar al siguiente consecutivo de la fila par. Al concluir la tarde, toda el agua de las filas impares esta en las filas pares siguientes: El agua de la fila 1 se encuentra en la fila 2 El agua de la fila 3 se encuentra en la fila 4 . . .

En términos generales, una central solar de m filas y n columnas de hidroseguidores en la pendiente Norte Sur de una loma puede ser manejada a partir del segundo día de trabajo reponiendo o bombeando agua solo a los m hidroseguidores de la primera fila desde los m hidroseguidores de la última fila. En realidad, una central solar con hidroseguidores en la falda N-S de una loma, sin alterar la naturaleza del agua, cada día, por gravedad, la modula y la obliga en su descenso-ascenso a accionar y a focalizar fotocaptadores y con ello a generar fotoenergía en armonía con el medio ambiente.

El agua de la fila 19 se encuentra en la fila 20 7.6.3 / Importancia de los hidroseguidores Antes de comenzar el segundo día de trabajo se pasa por gravedad (abriendo simplemente válvulas hidráulicas) el agua de las filas pares a las filas impares siguientes: El agua de la fila 2 se pasa por gravedad a la fila 3 El agua de la fila 4 se pasa por gravedad a la fila 5 . . . El agua de la fila 18 se pasa por gravedad a la fila 19

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El agua de la fila 20 (si trabajamos en ciclo cerrado) es necesario bombearla a la fila 1 para restablecer la condición inicial de trabajo de la estación solar. Si observamos lo que ha ocurrido veremos que: Una central solar de 10.000 hidroseguidores puede trabajar cada día (a partir del segundo día), consumiendo la energía de potencia correspondiente al bombeo de agua a los 500 hidroseguidores de la primera fila (fila 1) ubicados en la posición más alta, desde los hidroseguidores de la última fila (fila 20) en posición más baja. Este modo de operación representa un consumo mínimo de energía para el trabajo diario de la central solar y es un resultado verdaderamente importante.

1. Integran a las instalaciones de suministro de agua, a los recipientes almacenadores, y al consumo de agua, con el uso efectivo de la energía de la gravedad, durante de la carga y descarga libre de agua para la generación de fotoenergía térmica y/o eléctrica. 2. Integran a la radiación solar del lugar, a la mano de obra in situ y al consumo de energía en cada sitio, con la reducción del consumo de energía externa. 3. Pueden emplearse centrales solares con hidroseguidores a ciclo cerrado (recirculando el agua del accionamiento), en zonas desérticas, de bajo nivel de precipitación, poco nubosas y alto nivel de radiación. 4. Los hidroseguidores solares coadyuvan a la generación distribuida de la energía eléctrica. La producción de fotoenergía in situ, por la logística que exige, es una fuente de trabajo objetiva, que gesta el desarrollo económico y social del lugar. 5. Los hidroseguidores solares pueden trabajar a ciclo abierto con el agua de un río

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o arroyuelo, alterando poco la ecología del lugar. 6. El agua en los hidroseguidores, como agua almacenada no contaminada in situ, en caso de necesidad, puede usarse como agua potable o para regadío. 7. El gran volumen de agua almacenada en un Sistema Solar con Hidroseguidores, dada su relativa cercanía a posibles incendios forestales, debe preverse y utilizarse como una vía eficiente y rápida de apagar el fuego. 8. Los puntos 6 y 7, por disminuir del efecto de las catástrofes, son recursos potenciales ante desastres, que deben planificarse en el Sistema de Protección del Medio Ambiente. Esta salida justifica aún más la aplicación de los Hidroseguidores. 9. Las centrales fotocaptadoras con hidroseguidores ubicadas en zonas diversas del país, producen energía en el lugar, con independencia de las alteraciones del mercado internacional de energía. 10. La energía eléctrica generada por un sistema solar con hidroseguidores puede almacenarse como hidrógeno electrolítico y así comercializarlo. Esta es una vía objetiva de potenciar zonas aisladas de interés económico. 11. Las centrales fotocaptadoras con hidroseguidores son una forma concreta de luchar contra la contaminación del medio ambiente sin disminuir la calidad de vida de la población. 12. Las centrales fotocaptadoras con hidroseguidores coadyuvan de forma objetiva a reducir la diferencia entre la ciudad y el campo, dándole más estabilidad a cada población.

13. Los sistemas solares accionados con hidroseguidores son aplicables en la Zona Ecuatorial, debido al alto nivel de radiación solar, abundante agua y necesidad de energía eléctrica. Estos sistemas pueden ser diseñados, construidos y explotados por los especialistas de cada país. 14. En las regiones de poca disponibilidad de agua dulce, puede usarse agua de mar como el agua de accionamiento de los hidroseguidores.

7.7 / Conclusiones La energía solar es una de las fuentes de energía renovable no convencionales en la que más se ha trabajado en el país, en términos de área de cobertura y cantidad de proyectos. Sin embargo, es notorio que los proyectos relacionados con esta fuente de energía son normalmente a pequeña escala y aislados. Ventajosamente, como se ha observado en este capítulo, esta fuente energética ofrece enorme potencial, particularmente en aplicaciones fotovoltaicas, y las perspectivas de un mayor empleo son estimulantes, en parte debido a que a futuro se espera menores costos de producción y por efectos de escala. El potencial energético solar en nuestro país es enorme y merece un mayor apoyo por parte del Estado, tanto en investigación como en desarrollo, ya sea por inversión directa o creando estímulos para que otras fuentes de financiamiento puedan incursionar en este campo. Dicho estímulo podría repercutir también a escala doméstica, donde, a pesar de los altos costos iniciales de instalación, sistemas solares para, por ejemplo, calentamiento de agua, puedan tener un impacto enorme no solo en el hogar, sino también en la economía nacional.

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7.8 / Referencias y material de consulta

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15. IEA–SHC, 2014. International Energy Agency Solar Heating & Cooling Programe. 2014 Annual Report. Mayo 2015. www.iea-shc.org 16. Jutglar. L., 2004. ENERGIA SOLAR. Ediciones CEAC, Barcelona, España 17. Llanos Mora; CARACTERÍSTICAS DE LA RADIACIÓN SOLAR; Departamento de Física Aplicada, Universidad de Málaga, FUNDAMENTOS DIMENSIONADO Y APLICACIONES DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA; CIEMAT 1995 18. MEER, 2014. http://www.energia.gob.ec/cero-combustibles-fosiles-en-galapagos-2/ 19. O’ keto D. Diseño de una Estación Fotovoltaica Accionada con Hidroseguidor en Régimen Autónomo. Trabajo de Diploma. Instituto Superior Minero Metalúrgico, Cuba. 2007 20. Ortiz, B., González, S., López, P., Marcelo, O., Coello, J., 2008. ESTUDIO DEL MARCO LEGAL E INSTITUCIONAL Y REVISIÓN DE EXPERIENCIAS. Colaboradores: Santiago Sánchez (ENERPRO); Ismael Aragón, (Servicios de Ingeniería y Estudios Especiales S.A. SIEE); Pol Arranz (Trama Tecnoambiental TTA). DESARROLLO DE OPERADORES ELÉCTRICOS PARA REDUCCIÓN DE LA POBREZA EN ECUADOR Y EL PERÚ. 21. Photovoltaic Power Generation, 1998. PHOTOVOLTAIC POWER GENERATION. Thomas Penik and Bill Louk. Diciembre 1998. 22. Protermosolar, 2015 http://www.protermosolar. com/honorificos/situacion-internacional/ 23. Revista Líderes, 2012 http://www.revistalideres. ec/lideres/17-proyectos-instalar-284-megavatios.html 24. Ruiz Hernández, V., 2010. LA ELECTRICIDAD TERMOSOLAR. HISTORIA DE ÉXITO DE LA INVESTIGACION. Protermosolar, Sevilla, España 25. Sidrach Mariano, 1995 SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTONOMOS: APLICACIÓN Y DISEÑO; Departamento de Física Aplicada, Universidad de Málaga, FUNDAMENTOS DIMENSIONADO Y APLICACIONES DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA; CIEMAT 26. Solar Power Panels http://www.uksolarpowerpanels.co.uk/HJ%20Solar%20250/HJ%20 solar%20install(96_84_36__)9%208.pdf 27. Urdiales Flores, 2015. PROCEDIMIENTO PARA LA ELECTRIFICACIÓN EN ZONAS AISLADAS: CASO CANTÓN TAISHA, MORONA SANTIAGO. Luis Eduardo Urdiales Flores. Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C. A. Enero 2015

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ENERGÍA SOLAR EN EL ECUADOR

Francisco Vásquez, Luis Urdiales, Juan L. Espinoza, Manuel García

28. Vásquez Calero, Fracisco, 2010. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS DOMÉSTICOS, CENTROSUR. 29. Vásquez Calero, Francisco, 2011. INSTALACIÓN DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS Y PLAN DE SOSTENIBILIDAD, CENTROSUR 30. Veoverde, 2015 https://www.veoverde. com/2014/01/chile-tendra-primera-planta-de-concentracion-solar-de-potencia-de-america-latina/

31. Wikipedia (2015a) http://es.wikipedia.org/wiki/ Energ%C3%ADa_solar 32. Wikipedia (2015b), http://es.wikipedia.org/wiki/ Bater%C3%ADa_de_ion_de_litio 33. Zigor, 2013, disponible en: http://www.zigor.com/ co/index.php?option=com_content&view=article&id=191%3Aparagachi&catid=12%3Aempresa&Itemid=163&lang=es

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VIII / Estado de la

exploración de la energía geotérmica en Ecuador Eduardo Aguilera Ortiz a, Manuel Raúl Peláez Samaniego b, c*

8.1 / Introducción

a Universidad de las Fuerzas Armadas, ESPE, Sangolquí, Ecuador b Facultad de Ciencias Químicas, Universidad de Cuenca, Cuenca, Ecuador c Department of Biological Systems Engineering, Washington State University, Pullman, WA, USA.

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* Forma de referenciar este capítulo: Aguilera Ortiz, E., Peláez Samaniego M.R., 2015. Estado de la exploración de la energía geotérmica en Ecuador. En: “Energías renovables en el Ecuador. Situación actual, tendencias y perspectivas”, Editores: Peláez Samaniego, M.R. y Espinoza Abad, J.L. Universidad de Cuenca. Gráficas Hernández, Cuenca, Ecuador.

La energía geotérmica es la energía calórica generada y almacenada en el interior de la tierra. En su sentido más amplio es el calor (therme) de la tierra (geo), cuyo origen se lo atribuye a dos causas combinadas: el calor residual de la acreción planetaria y el calor generado por la desintegración radiactiva de los isótopos que más lo producen en el manto terrestre; 40K, 238U, 235U, y 232Th (Nature Geoscience, 2011). A partir de esta definición general que prescinde de cualquier consideración sobre la temperatura, profundidad y posibilidades de explotación del recurso, la energía geotérmica incluiría todo el calor acumulado en el interior de la tierra. No obstante, si se considera a esta forma de energía en términos prácticos, en función de su uso actual y en el futuro inmediato, se la tiene que restringir al calor contenido en los primeros 10 km de profundidad de la corteza terrestre. En esta capa epidérmica la temperatura se incrementa en función de la profundidad con una tasa promedio de 30 °C/km, denominada gradiente geotérmico, relacionada con un flujo de calor del orden de 16 kWt/km2. En las áreas geotérmicas se encuentra una razón de incremento varias veces mayor que la del gradiente geotérmico normal. El calor geotérmico se encuentra irregularmente distribuido, pocas veces concentrado en un sitio y, frecuentemente, es accesible solo a grandes profundidades; por consiguiente, se debe establecer que, bajo las actuales condiciones tecnológicas y del mercado de energía, se puede consi-

VIII ESTADO DE LA EXPLORACIÓN DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA EN ECUADOR Eduardo Aguilera, Manuel Raúl Peláez

derar una fuente energética económicamente aprovechable solo a una fracción infinitesimal del calor geotérmico. Es frecuente que el término energía geotérmica se refiera a aquel calor a profundidades consideradas accesibles (Mock et al., 1997) para su explotación y uso. En el interior de la corteza terrestre el calor se encuentra almacenado en grandes masas de roca sólida, por lo que es indispensable un fluido de trabajo (agua o vapor) para que, bajo ciertas circunstancias favorables, pueda ser capturado, transferido y concentrado en un reservorio geotérmico emplazado en profundidades del orden de 500 a 3.000 m. La mayoría de los campos geotérmicos en explotación a escala global están ubicados en áreas en las que se manifiesta una actividad volcánica reciente relacionada con bordes continentales activos, zonas de rift y puntos calientes, en las cuales, el ascenso y permanencia de los magmas (roca fundida) en los niveles más someros de la corteza origina una anomalía positiva del flujo de calor terrestre.

8.1.1 / Sistemas Geotérmicos Se denomina sistema geotérmico a una concentración natural de calor terrestre que se presenta en algunas zonas favorables de la corteza y es susceptible de extraerse con la tecnología actual. El término geotérmico indica su relación con la energía calórica interna de

la tierra y, en general, se lo emplea para designar sistemas en los cuales el calor terrestre se encuentra suficientemente concentrado, como para constituir un recurso energético (Rybach and Muffler, 1981). El recurso geotérmico es “la energía calórica que podría extraerse razonablemente, dentro de un determinado lapso, con costos competitivos respecto a otras formas de energía” (Muffler y Cataldi, 1979). A los sistemas geotérmicos se les clasifica con base en su entalpía y el régimen predominante en el proceso de transferencia de calor. Por la entalpía son de tres tipos: baja, media y alta entalpía, como se indica en la Tabla 8.1. EL rango de temperaturas para la clasificación no obedece a un criterio único, como se observa en la referida tabla. Para fines de la generación eléctrica, los más aptos son los sistemas de alta entalpía. No obstante, los recientes avances tecnológicos han hecho factible aprovechar fluidos con temperaturas desde 95 ºC, mediante ciclos cerrados en las denominadas centrales de “Ciclo Binario” (Ver Sección 8.2.2). El agua a la que se le ha extraído una parte de su calor después de pasar por el ciclo térmico de generación eléctrica, se lo inyecta nuevamente al reservorio, evitando así el consumo adicional de agua. Según el régimen predominante en la transferencia de calor, los sistemas geotérmicos son de dos tipos: Sistemas Hidrotermales Convectivos y Sistemas Conductivos de Rocas Secas Calientes (Hot Dry Rocks).

Tabla 8.1 / Clasificación de los sistemas geotérmicos (IILA, 2010). TIPO/SISTEMA

Muffler y Cataldi, 1979

Hochstein, 1990

Benderitter y Cormy, 1990

Baja Entalpía

< 90 °C

< 125 °C

< 100 °C

90 – 150 °C

125 – 225 °C

100 – 200 °C

> 150 °C

> 225 °C

> 200 °C

Media Entalpía Alta Entalpía

Haenel, Rybach y Stegena,1998 < 150 °C

> 150 °C

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

1. Los sistemas hidrotermales convectivos se encuentra en rocas fracturadas, con una elevada permeabilidad, emplazados en los niveles someros de la corteza (500-3.000 m) y, de preferencia, en un ambiente geológico relacionado con la presencia de volcanismo de edad reciente. Son de dos clases: a) de vapor dominante y b) de líquido dominante, como se indica en la Figura 8.1. En un sistema hidrotermal de vapor dominante coexisten el agua líquida y el vapor, que constituye la fase continua, controlada por la presión. Desde el punto de vista de la generación eléctrica es el mejor y más eficiente, porque produce vapor seco hasta vapor sobrecalentado, a pesar que es el de más rara ocurrencia. Los campos geotérmicos de “Los Geysers”, en California y el de Lardarello (Italia) son ejemplos típicos de sistemas de vapor seco. En Los Geysers, la temperatura del reservorio oscila entre 240 °C y 350 °C y la presión, entre 2.0 y 36 MPa (Julian, 1996). Los sistemas de líquido dominante, por otro lado, son los más comunes entre los recursos

hidrotermales (Wairakei, Nueva Zelandia; Cerro Prieto, México; Otake, Japón; Ahuachapán, El Salvador). El agua es la fase continua, en la que aparecen burbujas de vapor que, dependiendo de la temperatura y la presión, alcanzan un mayor o menor volumen. La mayoría de los campos geotérmicos en explotación tienen reservorios de agua con una alta termalidad, que se mantiene en estado líquido debido a los efectos combinados de la presión y la salinidad. En estos sistemas la presión en el reservorio es más baja, alrededor de 0,5 a 1,0 MPa, y su temperatura en torno a 250 °C. 2. Los sistemas de rocas secas calientes se encuentran en ambientes de alta temperatura, pero con una permeabilidad escasa o nula. Su aprovechamiento se encuentra apenas superando la etapa experimental, desde que arrancó en 1994, en el Laboratorio Nacional Los Alamos, Nuevo México (USA), donde lograron extraer vapor con una temperatura de 234 ºC de rocas completamente impermeables y secas, desde una profundidad de 4.000 m, al bombear agua desde la superficie a través de fracturas creadas artificialmente. Ver gráfico a color / pag. 424

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Figura 8.1 / Esquema de un sistema geotérmico convectivo. Adaptado de Mock et al. (1997).

VIII ESTADO DE LA EXPLORACIÓN DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA EN ECUADOR Eduardo Aguilera, Manuel Raúl Peláez

En junio de 2008, en Soultz-sous-Forets, Francia, comenzó la operación de prueba de una central europea experimental que utiliza el calor almacenado en rocas secas calientes que, mediante el fracturamiento hidráulico, han adquirido permeabilidad artificial que permite un ciclo continuo de bombeo de agua fría y la extracción de vapor, a 200 ºC, desde una profundidad de 5.000 m (labex-geothermie. unistra.fr/article200.html). El actual interés por utilizar la energía geotérmica se debe a su carácter renovable y a la existencia prácticamente ilimitada del recurso). Por otro lado, los cambios en el clima no afectan esta fuente de energía (Goldstein et al., 2011), como sí ocurre con otras fuentes de energía renovable, incluyendo la hidráulica. Por lo tanto, su explotación ofrece un enorme potencial, sobre todo en países como Ecuador que disponen de fuentes de energía geotérmica de relativamente fácil acceso, como se describe en las Secciones 8.3 y 8.4 de este capítulo. Dentro de las ventajas de la energía geotérmica es importante mencionar la localización puntual de la fuente, que evita la instalación de grandes reservorios superficiales de agua o de plantas de tamaño muy grande. Este factor es importante porque el espacio requerido para la planta es normalmente pequeño. Por otro lado, es una fuente de energía limpia porque no genera desechos y tampoco emite gases derivados de su uso, como ocurre, por ejemplo, en el caso de plantas que utilizan combustibles fósiles. Sin embargo este tipo de energía, si bien puede ser competitiva con otras fuentes renovables, puede resultar más costosa en términos de inversión inicial, sobre todo si la fuente térmica se encuentra a grandes profundidades o si el acceso a la zona donde se encuentra la fuente es difícil y/o distante. Adicionalmente, existen riesgos de emisión de gases contaminantes que, en algunos casos, se trata de gases tóxicos (por ejemplo H2S–sulfuro de hidrógeno). La afectación al paisaje local con la instalación de plantas de generación puede ser otra

desventaja de este tipo de energía, aunque no es un aspecto exclusivo de la energía geotérmica, pues lo mismo ocurre con otras fuentes de energía renovable (eólica, hidráulica, etc.). Como se observa en las siguientes secciones,el uso de la geotermia se ha extendido a varios países del mundo, incluyendo Latinoamérica. Asímismo, el potencial geotérmico en Ecuador es relativamente alto, lo que lo vuelve atractivo para desarrollar proyectos con esta fuente de energía. El presente capítulo persigue presentar una visión rápida sobre el estado actual de la geotermia en el mundo y algunos coneptos básicos relacionados con esta fuente energética. Posteriormente se aborda la energía geotérmica en el país y una síntesis de los diversos estudios que se han realizado sobre la exploración de este tipo de energía. Al final se discuten algunos elementos que han sido frecuentemente mencionados como factores limitantes para el limitado interés que ha despertado este tipo de energía en Ecuador.

8.1.2 / Estado actual del uso de geotermia a nivel mundial El empleo de la energía geotérmica no es nuevo. Las aguas termales se han utilizado por siglos en balnearios y para la cocción de alimentos. Sin embargo, la explotación industrial y para la generación de electricidad empezó en Italia, a comienzos del Siglo XX (Mock et al., 1997), mediante el uso de vapor extraído de pozos de poca profundidad. Desde entonces, los avances tecnológicos han promovido un importante desarrollo de la geotermia como fuente de energía primaria apta para la generación eléctrica. Después de la denominada “crisis energética” de 1973, debido al incremento de los precios del petróleo y las consecuentes restricciones que debieron imponerse al uso indiscriminado de este producto se inició un importante auge de la geotermia, que recibió una atención preferencial junto con la hidroelectricidad y la energía nuclear.

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

En la década de 1970 las actividades de exploración y desarrollo de la energía geotérmica se incrementaron notablemente en muchos países del mundo que buscaban una alternativa viable para sustituir el uso de los combustibles derivados del petróleo. Dieciocho países latinoamericanos, entre ellos el Ecuador, se involucraron en proyectos de exploración geotérmica en las diferentes etapas de desarrollo (OLADE-BID, 1983). A mediados de la década de 1980, la caída de los precios del petróleo y problemas económicos hicieron que la actividad geotérmica se reduzca notablemente, en vista de lo cual continuaron desarrollándose solo los proyectos que habían completado la fase de exploración y tenían comprometido su financiamiento. A pesar de esas dificultades, la geotermia mantuvo una clara tendencia positiva

Tabla 8.2 / Capacidad eléctrica instalada con geotermia (MW) en diferentes países.

de crecimiento, principalmente en los Estados Unidos, Filipinas, Indonesia y México. A partir de 1991 la industria de la generación eléctrica con geotermia en los Estados Unidos se convirtió en la más grande del mundo, con una capacidad instalada de más de 2.100 MW, ubicada en el campo de “Los Geysers”, que, además, opera con un factor de planta de hasta el 99 %. En la actualidad la energía geotérmica se utiliza como fuente primaria de energía para la generación eléctrica en más de veinte países del mundo, como se detalla en la Tabla 8.2, en la que se muestran datos de la capacidad instalada por países y su evolución desde 1985 hasta 2014. El informe anual de Geothermal Energy Association (2015) indica que, en 2014, la capacidad eléctrica instalada con geotermia a nivel mundial totalizó 12.745,3 MW. Existen, además, varios países en los que se encuentra en pro-

PAÍS

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2014

1. Estados Unidos 2. Filipinas 3. Indonesia 4. México 5. Italia 6. Nueva Zelandia 7. Islandia 8. Japón 9. El Salvador 10. Kenya 11. Costa Rica 12. Nicaragua 13. Rusia 14. Turquía 15. Papua (N. Guinea) 16. Guatemala 17. Portugal (Azores) 18. China 19. Francia (Guadalupe) 20. Etiopía Otros (*)

2022 891 32 645 519 167 39 215 95 45 0 35 11 20,4 0 0 3 14 5 0 0

2774,6 891 145 700 545 283,2 45 215 105 45 0 70 11 21 0 0 3 19,2 4,2 0 0

2816,7 1227 309 753 632 286 50 529 110 45 60 70 11 20 0 33,4 5 28,8 4,2 0 0,47

2228 1909 590 755 785 437 170 530 105 45 120 70 23 20 0 33,4 16 29,2 4,2 8,5 0,47

2544 1931 797 953 790 435 322 535 151 127 163 77 79 20 39 33 16 28 15 7 1,5

3087 1094 1197 958 843 628 575 536 204 167 166 88 82 82 56 52 29 24 16,5 7,3 3,1

3525 1915 1380 1005 940 970 660 540 205 600 210 110 95 410 55 45 30 25 15 8 2,3

4.758,4

6.176,5

7.172,7

8. 238,6

9.064,1

9.901,4

12.745,3

TOTAL

(*) Incluye: Alemania, Austria, Australia y Tailandia. Fuente: Banco Mundial (2001); Islandbanki (2011); Holm et al. (2010); Geothermal Energy Association (2015).

VIII ESTADO DE LA EXPLORACIÓN DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA EN ECUADOR Eduardo Aguilera, Manuel Raúl Peláez

ceso de instalación plantas geotermoeléctricas entre los que se destacan: Argentina, Canadá, Chile, Grecia, Honduras, Hungría, Nevis, Rumania y España (Hom et al., 2010; Geothermal Energy Association, 2014), con lo que se espera que la capacidad instalada llegue a 17,6 GW en el año 2020 (Geothermal Energy Association, 2015).

8.2 / Conceptos y definiciones 8.2.1 / Modelo geotérmico conceptual El modelo conceptual de un campo geotérmico comprende cuatro elementos esenciales que deben coexistir en el mismo lugar y al mismo tiempo: fuente de calor, reservorio (acuífero confinado), capa sello y recarga de agua meteórica. A continuación se describen brevemente estos elementos. a. La Fuente de Calor debe poseer capacidad térmica suficiente para influenciar un importante volumen de rocas de la parte superficial de la corteza terrestre. La origina una masa de roca fundida (magma), emplazada en niveles superficiales de la corteza terrestre, tal como una intrusión en proceso de enfriamiento, o la cámara magmática de un sistema volcánico. Las zonas en las que ocurren ascensos rápidos del magma que proviene directamente del manto, como aquellas afectadas por un volcanismo basáltico fisural, tienen un interés bastante más limitado, como es el caso de las Islas Galápagos. Las zonas que presentan el mayor interés geotérmico son aquellas que muestran evidencias de magmatismo ácido de origen intracrustal o las que presentan grandes volcanes centrales alimentados por cámaras magmáticas. La formación de cámaras magmáticas con una capacidad térmica suficiente para elevar la temperatura de un gran

volumen de roca adyacente requiere condiciones favorables tales como: a) la intersección de sistemas de fallas o la presencia de bloques fallados que formen trampas tectónicas apropiadas para que los magmas se estacionen, b) transfieran una parte de su calor, y c) desarrollen el proceso de diferenciación. Indicios favorables para la presencia de una fuente de calor de interés son la persistencia de la actividad volcánica y la presencia de productos volcánicos diferenciados que se forman después que el magma ha permanecido estacionado un largo tiempo dentro de la cámara. b. El Reservorio (o acuífero) está ubicado a profundidades alcanzables con perforaciones de costo moderado. El reservorio está constituido por rocas intensamente fracturadas y permeables, puesto que en los terrenos volcánicos es poco probable la existencia de rocas porosas. Para favorecer una adecuada recarga hídrica que permita una explotación continua y prolongada de los fluidos endógenos, el reservorio tiene que estar emplazado en un sistema hidrológico con un adecuado volumen de infiltración de agua meteórica. c. La Capa Sello (cobertura impermeable) es una cobertura de espesor suficiente para impedir la irradiación del calor y la fuga de los fluidos acumulados en el reservorio. Se caracteriza por una muy baja permeabilidad, lo que permite cumplir una doble función: aislante térmico y sello hidráulico del reservorio. Puede estar constituida por productos piroclásticos o por rocas volcánicas parcialmente permeables, impermeabilizadas por hidrotermalización (self-sealing). En algunas regiones geotérmicas, en las que la cobertura está fracturada por fallas, los fluidos del reservorio ascienden directamente a la superficie para originar vertientes termales o fumarolas.

389

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

La presencia de tales manifestaciones termales superficiales constituye un indicio de la posible existencia de fluidos geotérmicos. Sin embargo, existen campos geotérmicos desprovistos de manifestaciones superficiales (por ejemplo Monte Amiata, en Italia), así como manantiales calientes sin ninguna relación con un campo geotérmico. En consecuencia, es indispensable conocer el sistema de circulación de las aguas del subsuelo y las condiciones estructurales de cada sitio.

reservorio. Estos elementos definen el proceso térmico, la configuración y funcionamiento de las plantas geotérmicas. A partir de estos elementos, las centrales geotermoeléctricas puede ser de tres tipos: de vapor seco, de condensación y de ciclo binario.

8.2.2 / Utilización de fluidos geotérmicos para la generación de energía eléctrica

a. Central de Vapor Seco: Este tipo de central geotérmica, que es el más antiguo, utiliza vapor de agua sobrecalentado y presurizado, el mismo que es conducido directamente desde el pozo productor a una turbina de vapor acoplada a un generador eléctrico, siempre que el vapor geotérmico no esté mezclado con agua (California Energy Comssion, 2015). Este esquema de generación fue utilizado por primera vez en 1904, en Lardarello, Italia. El campo Los Geysers, al norte de California, es un lugar donde aún se emplean estos esquemas. La Figura 8.2 muestra una ilustración del principio de trabajo de una central de vapor seco.

Las tecnologías de aprovechamiento de los recursos geotérmicos dependen del nivel térmico disponible y del tipo de fluido presente en el

b. Central de condensación (flasheo): La central eléctrica de “flasheo” es el tipo más común entre las centrales geotérmi-

d. La recarga es un proceso que permite la infiltración de agua meteórica que alimenta a los acuíferos profundos, para formar los reservorios geotérmicos. La recarga permite el carácter renovable del recurso geotérmico.

390 Figura 8.2 / Ilustración del principio de trabajo de una central de vapor seco. Adaptado de California Energy Comission (2015) and Islandsbanki (2011).

VIII ESTADO DE LA EXPLORACIÓN DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA EN ECUADOR Eduardo Aguilera, Manuel Raúl Peláez

Figura 8.3 / Esquema del principio de funcionamiento de una central de condensación. Adaptado de California Energy Comission (2015) and Islandsbanki (2011).

cas. El vapor separado del agua es conducido desde los pozos hacia una casa de máquinas en la que se expande para impulsar una turbina de vapor. El fluido turbinado se condensa con la presencia de vacío parcial, para maximizar la potencia del turbogenerador. El líquido condensado es nuevamente integrado al circuito del agua de enfriamiento y una parte se evapora y dispersa en la atmósfera a partir de una torre de enfriamiento, aunque la mayor parte se la devuelve al reservorio (Figura 8.3). En un campo geotérmico de líquido dominante, los pozos perforados llegan hasta los estratos confinados y saturados con agua caliente, que tienen una presión máxima aproximadamente igual a la de una columna hidrostática de altura similar a la profundidad del pozo. A medida que el agua caliente asciende por el pozo se despresuriza y se convierte parcialmente en vapor. Si la temperatura y la presión del reservorio son suficientemente altas, se establecerá un flujo continuo de una mezcla de agua y vapor. El tamaño de las centrales geo-termoeléctricas de flasheo varía comúnmente en-

tre 5 y 100 MW de potencia. Existen en el mercado pequeñas centrales geotérmicas (< 10 MW) que funcionan alimentadas con el vapor de un solo pozo y, por lo tanto, se las instala en la propia plataforma de perforación, para evitar el costo de los vaporductos, a las que se las denomina “unidades a boca de pozo”. Es frecuente que estas unidades no dispongan de un condensador, en cuyo caso se las denomina “unidades de contrapresión” (backpressure units), que son relativamente baratas y fáciles de instalar, lo que las hace muy atractivas durante la etapa de construcción de la central, cuando ya se dispone de pozos productores a los que conviene mantenerlos abiertos, para probar la evolución del reservorio. c. Centrales de ciclo binario: Para aprovechar los recursos con temperaturas inferiores a 200 ºC, pero superiores a 95 ºC, es frecuente la utilización de centrales de ciclo binario. El fluido geotérmico (agua caliente) extraído del reservorio se lo conduce a un intercambiador de calor, en el que se calienta un fluido de trabajo secundario de bajo punto de ebullición

391

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

Figura 8.4 / Esquema del principio de funcionamiento de una central de ciclo binario. Adaptado de California Energy Comission (2015) and Islandsbanki (2011).

(generalmente un fluido orgánico, como el isopentano), que se vaporiza y conduce para que impulse la turbina. El fluido orgánico es posteriormente condensado, en forma similar a la de una central de flasheo, para que circule hacia el intercambiador de calor formando un circuito cerrado, mientras el fluido geotérmico se lo reinyecta al reservorio. La Figura 8.4 muestra un esquema de este tipo de central.

8.2.3 / Costos de instalación de centrales geo-termoeléctricas

392

Los costos de instalación, de las centrales geo-termoeléctricas varían en función de su tamaño y tipología, del número de pozos a perforar, así como de la logística y del sitio en el que se esté desarrollando el proyecto. En Estados Unidos, donde existe una oferta local de equipamiento electro-mecánico y una industria de perforación competitiva y madura, los costos de una central geotérmica pueden oscilar entre 3,7 y 4,5 millones de dólares por MW instalado. En otros países, en los que existen complejidades logísticas, como proyectos

ubicados en zonas de difícil acceso, o donde la geotermia todavía no es una industria madura y existe una oferta limitada o nula de servicios de perforación y otros relacionados, los costos tenderán a ser sensiblemente más altos (Bruni, 2014). Sin embargo, los costos de generación eléctrica con geotermia son bastante competitivos respecto a otras fuentes renovables. Los costos nivelados de generación eléctrica con geotermia, expresados en USD/MWh (dólares año base 2011), para centrales que entrarán en servicio en 2018 y para centrales que entrarán en operación en 2020 (dólares año base 2013) varían en los rangos 81,4-100,3 USD/ MWh y 43,8-52,1 USD/MWh, respectivamente (U.S. Energy Information Administration, 2013 and 2015). La mayoría de las centrales geo-termoeléctricas instaladas en el mundo trabajan como centrales de base; esto es, 24 horas al día durante 365 días al año, con factores de planta típicamente comprendidos entre el 85 y 95 %. La Tabla 8.3 presenta un resumen de los costos nivelados de generación en las centrales geo-termoeléctricas en función de su tamaño y la calidad del recurso, actualizados al año 2001 (Banco Mundial, 2001). Las centrales geo-termoeléctricas de flasheo son las que dominan el

VIII ESTADO DE LA EXPLORACIÓN DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA EN ECUADOR Eduardo Aguilera, Manuel Raúl Peláez

Tabla 8.3 / Costos nivelados de la generación geotermoeléctrica (Fuente: Banco Mundial, 2001) Costo nivelado de la energía generada (US cents/kWh) Tamaño de la central

Recurso Alta Calidad (T > 250ºC)

Recurso Media Calidad (T = 90-150 ºC)

Recurso Baja Calidad (T < 150 ºC)

Pequeña (< 5 MW)

5,0 – 7,0

5,5 – 8,5

6,0 – 10,5

Mediana (5–30 MW)

4,0 - 6.0

4,5 – 7,0

Normalmente Inconveniente

Grande (> 30 MW)

2,5 – 5,0

4,0 – 6,0

Normalmente Inconveniente

mercado, a pesar que la actual tecnología ofrece múltiples alternativas para el aprovechamiento de los recursos geotérmicos con costos competitivos, si es que la iniciativa financiera se la enfoca a un mediano o largo plazo.

8.3 / Aspectos históricos de la exploración de energía geotérmica en Ecuador La exploración geotérmica en Ecuador se ha venido llevando a cabo desde hace aproximadamente 35 años. Se puede decir que, después de la energía hidráulica, es la fuente renovable de energía que por más tiempo se la ha estudiado, aunque de manera cíclica y descontinuada. Los estudios de reconocimiento geotérmico se iniciaron en 1979, cuando el ex-Instituto Ecuatoriano de Electrificación (INECEL) junto a la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), con el asesoramiento de AQUATER de Italia, BRGM de Francia y el Instituto de Investigaciones Eléctricas de México (IIE), desarrollaron el “Estudio de Reconocimiento Geotérmico Nacional de la República del Ecuador” con el objetivo de “diversificar la oferta de recursos naturales aptos para la generación eléctrica y reducir el uso de combustibles derivados del petróleo” (INECEL-OLADE, 1979). Los estudios de exploración se enfocaron principalmente en la región Sierra.

Como resultado del mencionado estudio se identificaron las zonas con mayores perspectivas de existencia de sistemas geotérmicos económicamente explotables. El estudio mostró que existen dos grupos de áreas geotérmicas prioritarios (denominados Grupo A y Grupo B) en las que se recomendaba continuar estudios para un posible aprovechamiento geotérmico. El Grupo A, también denominado de “primera prioridad”, comprende las áreas de: Tufiño, Imbabura-Cayambe y Chalupas. El Grupo B, de “segunda prioridad”, comprende: Ilaló, Chimborazo y Cuenca. La Figura 8.5 muestra la ubicación aproximada de cada sitio geotérmico. Algunos hitos importantes en la historia de la energía geotérmica en el Ecuador han sido resumidos por Beate (2010) y Aguilera (1995, 1998) y se los presenta a continuación. El ex-INECEL siguió las recomendaciones establecidas en el “Estudio de Reconocimiento Geotérmico Nacional de la República del Ecuador”. La primera área seleccionada fue la de Tufiño, en la que se completó el estudio de Prefactibilidad en el ámbito del Proyecto Geotérmico Binacional Chiles-Cerro Negro-Tufiño, en asociación con el ex Instituto Colombiano de Electricidad (ICEL) y la cooperación de la OLADE. Posteriores estudios de prospección fueron llevados a cabo por el ex-INECEL en Chalupas y Chachimbiro. Asimismo, el también extinto Instituto

393

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

Ver gráfico a color / pag. 424

Figura 8.5 / Áreas de interés geotérmico identificadas por el Estudio de Reconocimiento Geotérmico Nacional (Las elipses de línea continua se refieren al Grupo A, Primera Prioridad, y las de línea discontinua al Grupo B, o de Segunda Prioridad).

394

Ecuatoriano de Energía (INE), inició estudios de pre-factibilidad en los prospectos Ilaló y Cuenca, contando con asistencia técnica del BRGM, para localizar y aprovechar recursos geotérmicos de baja temperatura. Sin embargo, estos proyectos quedaron abandonados por problemas de financiamiento.

(magnetometría, gravimetría, geoeléctrica y magnetotelúrica), que los llevó a cabo Aquater, con la coordinación técnica de la OLADE. Los resultados permitieron localizar un reservorio geotérmico de alta temperatura bajo el volcán Chiles, lo que fue ciertamente alentador en el desarrollo de los estudios de prospección.

Para el ex-INECEL, el prospecto de Tufiño tuvo la máxima prioridad, por lo que decidió continuar con estudios de pre-factibilidad. Estos incluyeron trabajos detallados de geología, geoquímica (de aguas y gases) y geofísica

A partir de los resultados de los estudios geológicos y geoquímicos de superficie realizados hasta la fecha, incluido el concerniente a los modelos geotérmicos preliminares sustentados en información geoquímica e isotópica,

VIII ESTADO DE LA EXPLORACIÓN DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA EN ECUADOR Eduardo Aguilera, Manuel Raúl Peláez

desarrollado con la asistencia del Organismo Internacional de Energía Atómica-OIEA, en varias áreas geotérmicas del país, se confirmó el interés geotérmico de Tufiño y Chachimbiro (Almeida et al., 1992). En vista que habían transcurrido varios años de investigaciones y en ninguna de las áreas se había realizado los estudios de factibilidad, indispensables para cuantificar el potencial aprovechable para la generación eléctrica, el ex–INECEL consideró necesario suplir esta necesidad mediante un estudio preliminar sustentado en la información disponible que, como se ha mencionado, no había superado

el nivel de prefactibilidad. El estudio en mención se fundamentó en el método volumétrico y de la cantidad de calor magmático, bien conocido en la bibliografía científica internacional (Muffler y Cataldi, 1977). Los resultados se presentan en la Tabla 8.4. Se destaca que la evaluación preliminar del potencial de Tufiño, Chalupas y Chachimbiro totaliza la alentadora cifra de 534 MWe. A partir de los nuevos estudios realizados por CELEC EP, se ha configurado un Cuadro Resumen (Tabla 8.5) sobre el estado actual de la exploración geotérmica en el Ecuador y la evaluación preliminar del potencial.

Tabla 8.4 / Potencial geotérmico aprovechable de acuerdo con la “Evaluación Preliminar del Potencial Geotérmico del Ecuador” (Almeida E., 1990). Area Tufiño Chachimbiro Chalupas Chalpatán

Fase de los Estudios Año 1990

Superficie Total (km2)

Superficie Aprovechable (km2)

Potencial Energético Estimado (MW)

Prefactibilidad Reconocimiento Reconocimiento Prefactibilidad

38,29 17,28 62,83 -

4,40 3,20 12,90 -

139 113 282 0,0

TOTAL

534

Tabla 8.5 / Resumen del estado actual de la exploración geotérmica en el Ecuador. ÁREA/ZONA 1. Tufiño 2. Chachimbiro 3. Chalupas 4. Chalpatán 5. Cachiyacu 6. Jamanco 7. Oyacachi TOTAL

FASE DE ESTUDIOS, AÑO 2009 Prefactibilidad Reconocimiento Reconocimiento Prefactibilidad Reconocimiento Reconocimiento Reconocimiento

POTENCIA ELÉCTRICA (MW) (2009)

FASE DE ESTUDIOS (2013)

POTENCIA ELÉCTRICA (MW) (2013)

139 113 282 0 379 254 201

Prefactibilidad* Prefactibilidad* Reconocimiento Prefactibilidad Prefactibilidad* Prefactibilidad* Prefactibilidad

175 81 282 0 39 13 0

1.368

590

395

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

En conclusión, se observa que después que han transcurrido 35 años desde cuando INECEL realizó la primera evaluación preliminar de los recursos geotérmicos aptos para la generación eléctrica, en ninguna de la áreas prospectivamente interesantes se ha logrado pasar a la Fase de Factibilidad y, por consiguiente, se continúa solamente vislumbrando la existencia del recurso, básicamente en las mismas áreas identificadas, en 1979, por el Estudio de Reconocimiento Geotérmico Nacional.

8.4 / La energía geotérmica en Ecuador 8.4.1 / Ambiente geológico El territorio del Ecuador está ubicado en el margen continental activo originado por la subducción de la Placa Oceánica de Nazca bajo la continental de Sudamérica, en condiciones particulares derivadas de la presencia de la Dorsal Asísmica de Carnegie, una estructura generada por el paso de la placa de Nazca sobre el Punto Caliente de las Galápagos (Hey R.N., 1977). El elemento fisiográfico más destacado es la Cordillera de Los Andes, formada a través de varios pulsos orogénicos desde, por lo menos, el Cretácico. La zona geográfica y fisiográfica denominada Sierra representa el núcleo de los Andes Ecuatorianos, formados por dos cadenas montañosas paralelas; la Cordillera Occidental al oeste, y la Cordillera Real al este, separadas por un estrecho valle denominado Depresión Interandina.

396

El arco volcánico ecuatoriano, que se extiende en dirección norte-sur a lo largo de todo el país, tiene un ancho promedio de 80 km. La actividad volcánica cuaternaria, que ha edificado un elevado número de enormes estrato-volcanes, desaparece al sur del paralelo 2° S, marcando una clara diferencia entre los Andes Septentrionales y Meridionales. Los productos volcánicos resultantes de la actividad plio-cuaternaria recubren a un antiguo complejo volcánico formado por una potente acumulación de

lavas con intercalaciones tobáceas y algunas ignimbritas. Esta secuencia volcánica tabular, con un espesor de por lo menos 1.000 m, que se encuentra fallada y basculada, es uno de los objetivos de la exploración geotérmica por sus características favorables para ser un eventual reservorio. Para los fines prácticos atinentes a la exploración geotérmica en nuestro país, el área de interés debe restringirse a la región andina septentrional, en la que se encuentra el vulcanismo cuaternario andesítico, de tipo central y con indicios de diferenciación magmática favorable para la presencia de una fuente de calor. En la misma área son frecuentes las manifestaciones hidrotermales, concentradas en la vecindad de los volcanes. Una compleja situación hidrogeológica sería la causa de que las manifestaciones termales alcancen solo temperaturas medias, en un territorio en el que existe una alta concentración de sistemas volcánicos alimentados por sus correspondientes cámaras magmáticas (INECEL-OLADE, 1979).

8.4.2 / Descripción de las áreas geotérmicas con mayor potencial En esta sección se muestra un resumen de las principales características de las áreas geotérmicas de mayor interés en el país, destacándose que existen otras, menos estudiadas, como: Chimborazo, Baños de Cuenca y Guapán (Azogues).

8.4.2.1 / Tufiño-Chiles Esta área geotérmica se encuentra en el flanco oriental de la Cordillera Occidental de los Andes, cerca de los volcanes Chiles (4.730 m) y Cerro Negro (4.470 m). La línea fronteriza colombo-ecuatoriana cruza por las cumbres de los volcanes antes mencionados y divide el área de interés geotérmico en dos mitades, como se muestra en la Figura 8.6. De acuerdo con estudios geofísicos de prefactibilidad, la zona de

VIII ESTADO DE LA EXPLORACIÓN DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA EN ECUADOR Eduardo Aguilera, Manuel Raúl Peláez

máximo interés geotérmico corresponde a una área de aproximadamente 14 km2 que se extiende entre los alrededores de la población de Tufiño y las manifestaciones termales de “Aguas Hediondas”, con elevaciones comprendidas entre 3.120 y 3.580 m (OLADE-AQUATER, 1987). En la referida área existen varias fuentes termales. La probable presencia de un reservorio geotérmico con potencial energético aprovechable en el área de Tufiño se sustenta en las siguientes evidencias: a) Las manifestaciones termales de Tufiño y Aguas Hediondas emergen con temperaturas comprendidas entre 26 y 53 ° C, sensiblemente más altas que la temperatura media anual de la zona (9 °C); b) Las temperaturas de equilibrio, determinadas con los geotermómetros químicos, superan los 100 °C y se incrementan cerca del volcán Chiles, donde alcanza 220 °C. El reservorio geotérmico, evidenciado por una anomalía de resistividad eléctrica, estaría emplazado a profundidades mayores a 1.300 m (OLADE-AQUATER, 1987).

8.4.2.2 / Chachimbiro

N-NW de Quito y unos 17 km al NW de Ibarra. La topografía varía entre irregular y abrupta, dominada por los estrato-volcanes Cotacachi (4.944 m) y Yanahurcu de Piñán (4.535 m). Otros accidentes morfológicos de importancia son los domos: Albují (4.054 m), Hugá (4.000 m), Churoloma (3.626 m) y Pucará (3.000 m). El límite de la Zona de Amortiguamiento de la Reserva Ecológica Cotacachi-Cayapas se encuentra a aproximadamente 7 km del área de interés geotérmico. Desde el punto de vista geológico, Chachimbiro pertenece al ámbito de La Cordillera Occidental de Los Andes (CEPAL, 2010). En el área de interés, ubicada en el límite entre la Cordillera Occidental y la Depresión Interandina, se ha reconocido un importante sistema de fallas geológicas, de dirección NNE-SSW, que corta a los productos del complejo volcánico cuaternario. La edad del fallamiento se remonta al Terciario Inferior, bajo la presencia de un campo de esfuerzos alternadamente compresivos y distensivos, que originaría fracturamiento y permeabilidad secundaria en las lavas del basamento pre-volcánico, así como en las del volcanismo cuaternario.

Está ubicada en el flanco oriental de la Cordillera Occidental de los Andes, a unos 70 km al

397

Figura 8.6 / Extensión del Área de Interés Geotérmico de Tufiño (AQUATER, OLADE, 1987).

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

Estudios de prefactibilidad del área geotérmica Chachimbiro En el año 2012, la compañía Consultora Servicios y Remediación S.A. (SYR), contratada por CELEC-EP, realizó los Estudios de Prefactibilidad del Proyecto Chachimbiro. El estudio comprendió actividades de geología, geoquímica y geofísica, cuyos resultados se los resume a continuación. El área de Chachimbiro se caracteriza por la presencia de una fuente de calor magmática, que ha evolucionado y estaría centrada bajo el Domo Hugá. El estudio destaca la importancia de la alteración hidrotermal que se observa alrededor de las fuentes termales de Chachimbiro, lo que sugiere que la temperatura de las manifestaciones termales pudo haber sido significativamente más alta. La falla Azufral sería la que controla el ascenso de los fluidos termales, y que es factible la presencia de una red de fracturas con una elevada permeabilidad (SYR, 2012).

398

El estudio en mención señala que la geoquímica de aguas y gases del área de Cachimbiro es compleja y no permite una interpretación única, sino que hay tres posibles alternativas: La primera corresponde a un sistema hidrotermal económicamente aprovechable, de temperatura moderada (225 a 235°C), con aguas cloruradas neutras y temperatura profunda de hasta 260 °C. La segunda correspondería a un sistema hidrotermal de baja temperatura (110-125 °C), o de “agua inmadura”, cuya temperatura no permitiría un uso energético económicamente atractivo. La tercera sugiere un sistema magmático-hidrotermal en proceso de enfriamiento, cuyas temperaturas son igualmente muy bajas para un posible aprovechamiento energético (SYR, 2012). Esta conclusión se contrapone a los resultados de anteriores estudios realizados con el respaldo técnico-científico del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) en los años 1990 y 2002.

En cuanto a la geofísica, el resultados de los estudios de MT, TDEM, gravimetría, magnetometría y de microsismicidad son compatibles con la existencia de un reservorio geotérmico, aunque existe la posibilidad de que la capa sello (arcillosa) haya sido abruptamente destruida por un deslizamiento lo que habría causado una pérdida de permeabilidad del reservorio (SYR, 2012). La integración de los datos sugiere que cualquier reservorio permeable estaría ubicado a varios cientos de metros por debajo de la base de la capa de arcilla, aunque “el patrón general esquematizado difiere de todos los campos geotérmicos en explotación que podrían ser considerados como casos potencialmente análogos”. Al evaluar los factores de riesgo en la exploración, se destacan: la temperatura del reservorio, la permeabilidad y la química de los fluidos. El estudio concluye que Chachimbiro es un prospecto riesgoso, con una probabilidad estimada de éxito en la exploración, de alrededor del 32 %, para el caso un recurso de temperatura moderada a alta, señalando que la temperatura y la permeabilidad del reservorio serían los principales (SYR, 2012). No obstante, el estudio recomienda continuar con perforaciones exploratorias que incluyan un pozo relativamente superficial y barato (alrededor de 4,5 millones de US Dólares) para probar si es que existe viabilidad de un recurso de moderada a alta temperatura. El pozo sería de diámetro reducido (Slim hole) con una profundidad de 1.500 m, para comprobar la existencia, o no, de temperaturas económicas (mayores a 200 °C) y, secundariamente, permeabilidad.

8.4.2.3 / Chalupas El área geotérmica de Chalupas está ubicada en el ámbito de la Cordillera Real, a unos 60 km al SE de Quito y 35 km al NE de Latacunga. El elemento morfológico más importante es una caldera de colapso, de 13 x 16 km, en cuyo inte-

VIII ESTADO DE LA EXPLORACIÓN DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA EN ECUADOR Eduardo Aguilera, Manuel Raúl Peláez

rior se encuentra el volcán Quilindaña. El borde de la caldera está alejado unos 5 km del flanco SE del volcán Cotopaxi y unos 7 km del límite SE del Parque Nacional Cotopaxi. La topografía es irregular y dominada por el estrato-volcán Quilindaña (4.878 m). El fondo de la caldera es relativamente plano, con una elevación promedio de 3.600 m (CEPAL, 2010). La Caldera de Chalupas está morfológicamente definida por una serie de lavas periclinales, claramente identificables en los bordes norte, occidental y sur, apoyadas sobre el basamento de la Cordillera Real. La caldera está rellenada por lavas fracturadas y materiales fragmentarios resultantes de una erupción paroxismal y el posterior colapso del estrato-volcán Chalupas, hace aproximadamente 240 mil años. Los depósitos superficiales son de origen glaciar, lacustre y de erosión fluvial. La Figura 8.7 muestra un mapa con la ubicación de esta área geotérmica. Los productos volcánicos indican una amplia diferenciación que denota la presencia de una

cámara magmática y la correspondiente anomalía del flujo de calor. Se han reconocido tres principales sistemas de fallas: uno longitudinal, paralelo a la dirección predominante de la Cadena Andina (NNE-SSW) y dos transversales (NW-SE y NE-SW), que cortan al anterior. Las fallas NE-SW son, aparentemente, las más recientes. Los productos piroclásticos, depósitos morrénicos y sedimentos lacustres que rellenan el fondo de la caldera, tienen una muy baja o nula permeabilidad primaria y un comportamiento plástico que impide la permeabilidad secundaria por fracturamiento. Las manifestaciones termales son de temperatura media (26 a 37 °C), por estar afectadas por fenómenos de mezcla (CEPAL, 2010).

Modelo Geotérmico Conceptual de Chalupas El nivel de las investigaciones realizadas hasta el momento ha permitido esbozar solo un modelo geotérmico de carácter preliminar, en el que se incorporan una serie de hipótesis, y cuya comprobación requierela exploración del

399

Figura 8.7 / Mapa de ubicación de la Caldera de Chalupas (CEPAL, 2010).

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

subsuelo. La fuente de calor estaría constituida por una cámara magmática de gran volumen, que alimentó al estrato volcán Chalupas, hasta que se produjo el colapso asociado con una violenta actividad explosiva en la que emitió, por lo menos, 100 kilómetros cúbicos de material volcánico de composición riolítica. Después de la fase de colapso caldérico, la actividad volcánica continuó en el interior de la caldera con la edificación del Volcán Quilindaña y los domos Buenavista, Huahui y Plaza de Armas. Las características particulares del sistema de alimentación magmática de este complejo volcánico, activo desde hace más de un millón de años, son buenos indicios de la existencia de una cámara magmática capaz de originar una importante anomalía del flujo de calor terrestre (Aguilera, 1998). El reservorio del sistema geotérmico estaría formado por rocas volcánicas antiguas (pliocénicas) y las lavas del volcán Chalupas que, en conjunto, alcanzarían un espesor de 1.000 a 2.000 m. Ambas unidades geológicas tendrían una elevada permeabilidad secundaria debido a la fracturación originada por la destrucción del cono y posterior colapso caldérico. Se estima que el reservorio está emplazado a una profundidad de alrededor de 1.900 m. A su vez, la capa sello estaría formada por la acumulación de material piroclástico, sedimentos lacustres, lahares y morrenas muy impermeables, aunque también se considera factible la existencia del fenómeno de auto-sellamiento (self sealing) en el techo del reservorio.

8.4.2.4 / Chacana

400

El área de Chacana está ubicada a 60 km al E de la ciudad de Quito, en el ámbito de la Cordillera Real. Su interés geotérmico se relaciona con la presencia de una caldera riolítica, con una historia geológica de alrededor de 3 millones de años, que es actualmente casi irreconocible en el terreno. La mayor parte de la superficie que forma el prospecto está dentro de las reservas ecológicas

Antisana y Cayambe-Coca, que constituyen territorios ambientalmente muy sensibles. El interés geotérmico del área inició en 2009, a raíz del “Estudio de Reconocimiento Avanzado de Prospectos Geotérmicos Tufiño, Chachimbiro, Chalupas y Chacana”, realizado por la entonces empresa ELECTROGUAYAS, a través de servicios de consultoría (CELEC-UNEG 2009) que evaluó un potencial de 418 MW, con la posibilidad de que llegue a 1.482 MW, asumiendo que la caldera es una gigantesca unidad magmática, capaz de generar una idéntica anomalía del flujo de calor. En 2012, la consultora Servicios y Remediación (SYR) realizó el “Estudio de Prefactibilidad Inicial del Área de Chacana”, que incluyó estudios de geología, geoquímica y geofísica, que se desarrollaron en las zonas de Cachiyacu y Jamanco. Detalles importantes de la constitución geológica y de los estudios geológicos, geofísicos y geoquímicos pueden ser consultados en SYR (2012). El referido estudio muestra que existe un alto grado de incertidumbre sobre el potencial energético aprovechable de este sitio. La evaluación del sitio ha permitido estimar que el potencial energético podría llegar a 52 MW (39 MW en Cachiyacu y 13 MW en Jamanco). Se debe subrayar que la mayor parte de esta área de interés geotérmico se halla en el interior de las reservas ecológicas Cayambe-Coca y Antisana, por lo que se podría  prever algunas dificultades para tramitar la licencia ambiental, en caso que se decidiera continuar con la exploración profunda. Así también, según el mismo estudio de consultoría, la anomalía térmica de la zona de Jamanco provendría de un cuerpo conductivo profundo, emplazado bajo la Laguna de Papallacta, que constituye el elemento fundamental del sistema de Agua Potable de la ciudad de Quito. Esto podría constituir un elemento que dificulte cualquier posible desarrollo. Los resultados del estudio de SYR (2012) contrastan con los de CELEC-UNEP (2009), que fue

VIII ESTADO DE LA EXPLORACIÓN DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA EN ECUADOR Eduardo Aguilera, Manuel Raúl Peláez

el factor desencadenante del interés de esa área, no incluida en el Estudio de Reconocimiento Geotérmico Nacional de INECEL-OLADE (1979). Según CELEC-UNEG (2009), el potencial energético evaluado era 10 veces mayor al estimado por SYR (2012).

8.4.3 / Potencial geotérmico y futuro de la explotación de los sistemas geotérmicos en Ecuador El “Plan para el aprovechamiento de los recursos geotérmicos en el Ecuador” (Beate, 2010) presenta una síntesis de las áreas geotérmicas identificadas en el país, que se resume en la Tabla 8.6. Como se ha indicado en las secciones previas, los proyectos de mayor interés solamente han llegado a un nivel de estudio de pre-factibilidad, siendo las áreas de Tufiño-Chiles, Chachimbiro y Chalupas, los de mayor interés. No existe por el momento un plan específico para el desarrollo y explotación de las referidas áreas geotérmicas. A pesar de esto, en el Catálogo de Inversión para Proyectos Estratégicos del Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos (2012) aparece un listado de los posibles montos de inversión requeridos para la construcción de los proyectos geotérmicos. Se debe remarcar que en la Tabla 8.6 se destaca la presencia de once áreas (50 % del total) ubicadas sobre volcanes activos. Esta condición limita notablemente la posibilidad realista de que en ellas se pueda estructurar algún proyecto, en vista que, al riesgo minero, característico de las primeras etapas de la exploración geotérmica, se le tendría que añadir un riesgo natural que, a su vez, redundará en un riesgo financiero. Considerando que los riesgos no pueden ser realísticamente evitados, hacen que se incremente el costo de capital o que disminuya la tasa de retorno. No obstante, se debe establecer con certeza que no todas las áreas con volcanismo activo son necesariamente favorables para la existencia de un campo geotérmico económicamente explotable (Stieljes, 1985).

Si es que se toma en cuenta que la geotermia se caracteriza por ser una industria muy especializada, una de las limitaciones que podrían encontrarse para la explotación de la energía geotérmica en el Ecuador es la limitada disponibilidad de talento humano. Los estudios de reconocimiento, pre-factibilidad y factibilidad demandan conocimientos que requieren ser impulsados en el país, especialmente en geotermia, ciencias de la tierra, geofísica, geoquímica, geoquímica isotópica, análisis químicos de aguas y gases, perforaciones, pruebas de producción, planeamiento estratégico, aspectos normativos, etc. En el ámbito financiero, no existen hasta ahora, reales manifestaciones de interés por invertir en este sector, por lo que no se vislumbra un uso inmediato de esta fuente importante de energía en el país. A pesar de lo mencionado, se debería buscar opciones para una explotación integral de este recurso energético. Estudios sobre la demanda de calor para uso directo en la industria agropecuaria, piscicultura, o para turismo termal (en áreas donde actualmente no se lo practica) podrían contribuir para un uso, aunque limitado, de las fuentes geotérmicas en nuestro país. Por ejemplo, las comunidades asentadas en el entorno de las áreas de Chachimbiro y Tufiño manifiestan un notable interés por los proyectos orientados a los usos directos del calor geotérmico, lo que podría sustentar la necesidad de un estudio estratégico para el aprovechamiento integral de los recursos geotérmicos (CEPAL, 2010).

8.4.3.1 / Algunos elementos que han dificultado el desarrollo de la geotermia en Ecuador Un estudio realizado por la CEPAL (2000) identificó los siguientes problemas estructurales que han impedido el desarrollo y aprovechamiento de los recursos geotérmicos del Ecuador: 1. Falta de un marco regulatorio; 2. Carencia de fuentes de financiamiento para las inversiones de riesgo;

401

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

Fase

Marco Geológico

Probable temperatura reservorio (°C)

Potencial estimado (MWe)

Alta

Prefactibilidad

Estrato volcán Andesita-Dacita

250

138

2 Chachimbiro

Alta

Prefactibilidad

Complejo de domos dacíticos

200

113

3 Chalupas

Alta

Prefactibilidad

Caldera riolítica de colapso

n.d

283

4 Chacana

Alta

Prefactibilidad

Caldera riolítica con domos y flujos dacíticos-andesíticos

250

418

5 Chimborazo

Alta

Reconocimiento

Estrato volcán Andesita-Dacita

160

n.d

6 Baños de Cuenca

Alta

Reconocimiento

Pórfidos dacíticos en caldera andesítica

200

n.d

7 Alcedo (Galápagos)

Alta

Reconocimiento

Escudo volcán basáltico con erupciones riolíticas

n.d.

n.d

Reconocimiento

Cuenca sedimentaria del Mioceno medio

n.d.

n.d

Prospecto

1 Tufiño-Chiles

No.

Tipo (Temperatura alta o baja)

Tabla 8.6 / Áreas geotérmicas del Ecuador (MEER, 2009).

8 Guapán

Alta

9 Chalpatán

Baja

Reconocimiento

Caldera Plio-Q. de colapso andesítica –riolítica

n.d.

n.d

10 Ilaló

Baja

Reconocimiento

Cuenca volcanoclástica epiclástica intramontana

n.d.

n.d

11 Salinas de Bolívar

Baja

Reconocimiento

Secuencia volcánica terciaria tardía con pórfidos dacíticos

n.d.

n.d

12 San Vicente

Baja

Reconocimiento

Cuenca sedimentario del Mioceno

n.d.

n.d

13 Portovelo

Baja

Reconocimiento

Secuencia volcánica del Mioceno medio y pórfidos andesíticos dioríticos

n.d.

n.d

14 Cuicocha

n.d.

I.V. (*)

n.d.

n.d.

n.d

15 Cayambe

n.d.

I.V.

n.d.

n.d.

n.d

16 Pululahua

n.d.

I.V.

n.d.

n.d.

n.d

17 Guagua Pichincha

n.d.

I.V.

n.d.

n.d.

n.d

18 Tungurahua

n.d.

I.V.

n.d.

n.d.

n.d

19 Imbabura

n.d.

I.V.

n.d.

n.d.

n.d

20 Mojanda

n.d.

I.V.

n.d.

n.d.

n.d

21 Iguán

n.d.

I.V.

n.d.

n.d.

n.d

22 Soche

n.d.

I.V.

n.d.

n.d.

n.d

23 Reventador

n.d.

I.V.

n.d.

n.d.

n.d

VIII ESTADO DE LA EXPLORACIÓN DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA EN ECUADOR Eduardo Aguilera, Manuel Raúl Peláez

3. Falta de experiencias exitosas en la exploración del recurso; 4. Continuos cambios en las políticas sectoriales del ejecutivo; 5. Visión incompleta sobre las posibilidades de aprovechamiento del recurso; 6. Falta de una fuente de información técnica actualizada; 7. Marcada escasez de recursos humanos. Un estudio elaborado en 2006 por ENEL-Green Power, una de las empresas internacionales con mayor historial en el desarrollo de recursos geotérmicos, reconoció como las principales barreras para el ingreso de la geotermia en América Latina a las siguientes: altos costos de capital; riesgo minero implícito durante la fase de exploración; riesgos relacionados con el marco regulatorio, el mercado y la situación política; falta de incentivos económicos para los inversionistas; debilidades en el soporte tecnológico y en la disponibilidad de expertos locales. Se destaca que, como habría de esperarse, existe una buena coincidencia con los problemas identificados específicamente para el caso ecuatoriano. Después que han transcurrido 15 años desde cuando fueron identificadas las principales barreras que han dificultado el desarrollo de la geotermia en el Ecuador, los problemas permanecen prácticamente incólumes, destacándose, como los más trascendentes, la falta de un marco regulatorio y de fuentes de financiamiento para las inversiones de riesgo y la escasez de talento humano. En efecto, el desarrollo de una industria como la geotermia necesita indefectiblemente, y como pre-requisito, un marco regulatorio moderno, estable y bien definido. La experiencia internacional demuestra que esta industria se ha consolidado solo en los países que establecieron, en forma clara y oportuna, “reglas del juego” fijas y claras. Por ser una industria muy especializada, que requiere de tecnología y un adecuado flujo de capitales que, en las fases iniciales son de ries-

go, se puede inferir la conveniencia de abrir la participación a un experimentado y solvente operador privado, que sea adecuadamente estimulado mediante políticas gubernamentales tipo FIT (feed-in tariffs) u otros incentivos. La secuencia natural para el desarrollo de los recursos geotérmicos debe arrancar con los de más alta calidad, con el mínimo costo y dentro de un plazo compatible con las metas que determine la planificación nacional y sectorial. La experiencia exitosa del alumbramiento en superficie del vapor geotérmico, a través de un pozo exploratorio profundo, hará que disminuya sensiblemente el riesgo minero, a la vez que incrementará la confianza de los inversionistas. La prolongación excesiva de la exploración superficial, aún en áreas previamente identificadas como de bajo interés para la existencia de recursos de alta entalpía, o en otras con un nivel de estudios muy incipiente, ha generado solamente una dispersión de esfuerzos y consumo de tiempo, que está redundando en una postergación indefinida del desarrollo nacional de este tipo de energía renovable, necesaria para diversificar la matriz energética del Ecuador. La conveniencia de iniciar el desarrollo del primer proyecto geotérmico, en un área seleccionada a partir de un análisis exhaustivo e independiente de la información disponible, fue un aspecto previamente consensuado, en 2008, por el Ministerio de Electricidad y la CEPAL y recientemente recomendado, en forma específica, por el Seminario de Expertos de la Iniciativa para el Desarrollo de la Geotermia en la Región Andina IRENA-OLADE, 2013.

8.5 / Consideraciones finales Como se ha mostrado en este capítulo, la exploración geotérmica en Ecuador tiene un largo historial, dividido en dos períodos: 1979 a 1993, a cargo del ex INECEL, y 2010 a 2013, por parte de la CELEC-EP. No obstante, en ninguna de las áreas prospectivamente interesantes se ha lle-

403

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

gado hasta ahora a realizar un estudio de factibilidad mediante el cual, con la perforación de pozos profundos, se descubra el recurso y se determine el potencial aprovechable. Todos los estudios han alcanzado solamente la Fase de Prefactibilidad, en la que es imperativo elaborar un modelo geotérmico conceptual para fundamentar la ubicación y profundidad de los pozos exploratorios profundos que, normalmente, se la debe completar en un plazo de 1 a 2 años, con una inversión en el orden de 1,0 a 1,5 millones de US Dólares. Solamente en el área de Tufiño, con base en un estudio concluido en 1987, se ha llegado a cumplir tal propósito fundamental. Lo mencionado sugiere que el desarrollo de esta fuente de energía renovable no ha tenido el impulso necesario para que sea incorporada en la matriz energética nacional, por lo que su aprovechamiento continúa siendo nulo.

404

Se debe subrayar que, a pesar de las ventajas que ofrece la energía geotérmica, su desarrollo presenta varios desafíos, comenzando por los altos costos de exploración, que pueden alcanzar el 30% del coste total del proyecto. Por consiguiente, es preciso asegurar un buen respaldo financiero proveniente del Estado y/o de algún operador privado, que necesitará una garantía de los derechos de exploración y desarrollo. De lo que se conoce, por el momento, los bancos comerciales no financian la fase de exploración geotérmica. A diferencia de otras fuentes de energía renovable, la identificación y evaluación del potencial geotérmico requiere de elevadas inversiones en la etapa de exploración, lo que hace necesario acceder a capitales de riesgo. El financiamiento de la geotermia no se lo puede manejar de la misma forma que las otras fuentes renovables o las tecnologías convencionales. Esto hace indispensable la necesidad de que se diseñen instrumentos financieros que contemplen las características particulares de la geotermia, tanto en el riesgo inicial como en los beneficios derivados de su uso. La falta de un marco regulatorio para normar las etapas de exploración y desarrollo del re-

curso, la ausencia de fuentes de financiamiento para las inversiones de riesgo, y la escasez de talento humano continúan destacándose como las principales barrera para el ingreso de la energía geotérmica a la matriz energética del Ecuador. Dentro del actual marco constitucional y legal no existe un régimen de concesiones geotérmicas, entendiéndose como tales a un acto administrativo a través del cual el concesionario adquiere un derecho real para la utilización de un recurso natural. Las concesiones de exploración facultan al interesado a realizar un conjunto de operaciones para determinar la existencia del recurso, sus características físicas y químicas, su extensión geográfica y las características de su aprovechamiento. La concesión de explotación ampara las actividades de perforación, construcción, puesta en marcha y operación de un sistema de extracción de fluidos geotérmicos y la transformación del calor en energía eléctrica. El aprovechamiento de los recursos geotérmicos del Ecuador depende de la decisión de enfrentar los puntos arriba mencionados. La incursión en algún proyecto, al menos a escala pequeña, podría ser un factor importante para impulsar la energía geotérmica. Sin embargo, para dar este paso se requieren estudios de factibilidad actualizados y bien fundamentados de tal forma que el Estado o alguna empresa de capital privado decida invertir en el proyecto más adecuado. Un aspecto determinante para el estancamiento de la geotermia en el Ecuador ha sido la discontinuidad de los estudios y la poca atención que ha dado el país a esta fuente de energía. Por esta razón, retomar el tema involucra la necesidad de un compromiso del Estado (ya sea para financiación directa o para estimular la participación de capital externo) para que los estudios de pre-factibilidad sean seguidos inmediatamente por estudios de factibilidad. Como se mencionó, la etapa de identificación

VIII ESTADO DE LA EXPLORACIÓN DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA EN ECUADOR Eduardo Aguilera, Manuel Raúl Peláez

y exploración de la energía geotérmica es cara, comparada con otras fuentes renovables de energía, aspecto que exige capitales de riesgo más altos, sobre todo para financiar las perforaciones profundas, normalmente costosas. En esta línea podrían jugar un papel importante los recursos internacionales de financiamiento climático como el GEF (Global Environment Facility) y los Fondos de Inversión para el Clima (Climate Investment Funds).

8.6 / Referencias y material de consulta 1. Aguilera E., 1995. Experiencias y Opciones para el Desarrollo Geotérmico en el Ecuador. Memorias del Seminario “El Papel de las Fuentes de Energía Nuevas y Renovables en el Desarrollo Sustentable de América Latina y El Caribe: El Caso de la Geotermia”. División de Medio Ambiente y Recursos Naturales CEPAL, Santiago de Chile, 15 p.p. 2. Aguilera E., 1998. The Chalupas and Chachimbiro Geothermal Fields in Ecuador. Geothermal Resources Council Transactions, Vol. 22, September 20-23, 1998, Davis, CA, USA, 247–251. 3. Almeida E., 1990. Alternativas para el Desarrollo Geotermoeléctrico en la República del Ecuador. Informe Interno del Proyecto Geotérmico de INECEL, inédito. 49 p.p. 4. Almeida et al., 1992. Modelo Geotérmico Preliminar de Áreas Volcánicas del Ecuador a partir de Estudios Químicos e Isotópicos de Manifestaciones Termales. Geothermal Investigations with isotope and geochemical techniques in Latin America. Proceedings of a Final Research Co-ordination Meeting. IAEA, pp. 219235. Vienna, Austria. 5. AQUATER, OLADE, 1987. Proyecto Geotérmico Binacional Tufiño-Chiles-Cerro Negro. Estudio de Prefactibilidad, Informe Final. Documento Inédito. 6. Beate, B., 1991. La Geotermia: Conceptos Generales, Aplicaciones y Estado Actual en el Ecuador. Est. Geogr. Vol 4. Corp. Edit. Nacional, Quito.

A estos aspectos se debe sumar que las políticas energéticas del Ecuador han sido muy cambiantes, lo que, en mayor o menor grado, ha desincentivado a potenciales inversionistas. Como se ha mostrado, el potencial energético en algunos sitios es apreciable (hasta del orden 200 MW). A pesar de ello no ha existido mayor interés. La energía geotérmica es probablemente una de las más sensibles a riesgos, por lo que un adecuado marco regulatorio y de estímulos parece necesario.

7. Beate, B., 2010. Plan para el aprovechamiento de los recursos geotérmicos en el Ecuador. Informe técnico preparado para el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, Quito. 8. Bruni, S., 2014. La Energía Geotérmica. BID, Centro de Información Energética. 9. California Energy Comission, 2015. Types of Geothermal Power Plants (http://energyalmanac.ca.gov/renewables/geothermal/types. html). 10. CELEC-UNEG (2009): Estudio de Reconocimiento Avanzado de Prospectos Geotérmicos Tufiño, Chachimbiro, Chalupas y Chacana. Informe Inédito, Quito. 11. CEPAL/Comisión Europea, 1999. Desarrollo de los Recursos Geotérmicos en América Latina y El Caribe. Reporte Final, Fase II, p.p.176, Santiago de Chile. www.eclac.cl. 12. CEPAL, 2010. Geotermia en el Ecuador: Una Hoja de Ruta para su desarrollo sustentable. Primera Conferencia Nacional de Energía Geotérmica del Ecuador, 2010-542. Santiago. 13. Coviello M., 1988. Financiamiento y Regulación de las Fuentes de Energía Nuevas y Renovables: El Caso de la Geotermia, CEPAL; Serie Medio Ambiente y Desarrollo Nº 13, Santiago de Chile. 14. ICEL, 1983. Proyecto Geotérmico Chiles-Cerro Negro, Fase I Etapa de Prefactibilidad, inédito, Bogotá, Colombia 124 p.p. 15. INECEL-OLADE, 1979. Estudio de Reconocimiento Geotérmico Nacional de la República del Ecuador, Quito. Informe Inédito.

405

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

406

16. INECEL, 1983. Síntesis de los Estudios de Aprovechamiento de los Recursos Geotérmicos en el Area de Chalupas, Informe Interno, inédito pp. 17. Geothermal Energy Association, 2015. 2015 Annual U.S. & Global Geothermal Power Production Report. Retrieved May 28th, 2015, from: http://geo-energy.org/events/2015%20 Annual%20US%20&%20Global%20Geothermal%20Power%20Production%20Report%20 Final.pdf 18. Geothermal Energy Association, 2013. Geothermal Power: International Market Overview, Washington, DC. Retrieved May 30, 2015, from: http://geo-energy.org/events/2013%20International%20Report%20Final.pdf 19. Goldstein, B., G. Hiriart, R. Bertani, C. Bromley, L. Gutierrez-Negrin, E. Huenges, H. Muraoka, A. Ragnarsson, J. Tester, V. Zui, 2011. Geothermal Energy. In IPCC Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation [O. Edenhofer, R. Pichs-Madruga, Y. Sokona, K. Seyboth, P. Matschoss, S. Kadner, T. Zwickel, P. Eickemeier, G. Hansen, S. Schlomer, C. von Stechow (eds)], Cambridge University Press, Cambridge and New York. 20. Hey R.N., 1977. Tectonic evolution of the Cocos-Nazca spreading center. Geological Society of America Bulletin 88: 1404–1420. 21. Holm, A., Blodgett, L., Jennejohn, D., Gawell, K., 2010. Geothermal Energy: International Market Update, Geothermal Energy Association. Retrieved May 28th, 2015, from: http://www. geo-energy.org/pdf/reports/GEA_International_Market_Report_Final_May_2010.pdf 22. Instituto Italo Latinoamericano (IILA), 2010. Estado actual y desarrollo de los recursos geotérmicos en Centroamérica. Cuadernos IILA, Nueva Serie Técnico-Científica No.5 p.p. 96. 23. Islandbanki, 2011. United States Geothermal Energy Market Report, Geothermal Energy Team.www.islandsbanki.is 24. Julian B.R., Ross, A., Foulger, G.A., Evans, J.R., 1996. Three-dimensional seismic image of a geothermal reservoir: The Geysers, California. Geophysical Research Letters 23(6): 685–688. 25. Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos, 2012. Catálogo de Inversión para Proyectos Estratégicos Tercera Edición, Quito. 26. Mock, J.E., J.W. Tester, P.M. Wright, 1997. Geothermal energy from the Earth: Its potential

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anexo

Figuras a color

ANEXO - FIGURAS A COLOR

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

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

409

Figura 1. 4 / Histórico de potencia instalada de ER en el Ecuador (Adaptado del Plan de Expansión, Plan Maestro de Electrificación 2013-2022). Fuente: (CONELEC, 2013).

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

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

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

410

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

ANEXO - FIGURAS A COLOR

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

411

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

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

b)

a)

c)

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

412

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

ANEXO - FIGURAS A COLOR

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

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

413

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

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

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

414

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

ANEXO - FIGURAS A COLOR

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

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

415

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

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

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

416

Figura 4.12 / Energía anual generada y no generada por concepto de evacuación en la central Molino de la Unidad de Negocio Hidropaute. Elaborado a partir de datos proporcionados por CELEC S.A.

ANEXO - FIGURAS A COLOR

Figura 5.1 / Cómo leer una etiqueta de eficiencia energética. Fuente: MEER, www.energia.gob.ec/plan-de-normalizacion-y-etiquetado/

Figura 5.3 / Intensidad Energética en América Latina y el Caribe. Fuente: OLADE-PALCEE, 2013.

417

Figura 5.4 / Distribución Mundial de Energía Primaria, primer semestre 2013. Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2013.

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

Figura 5.5 / Energía Primaria en Ecuador 2013. Fuente: MICSE, 2014.

Figura 5.6 / Estructura de la oferta primaria por fuentes. Fuente: MICSE, 2014.

418

Figura 5.8 / Consumo Sectorial de energía del Ecuador. Fuente: MICSE, 2014.

ANEXO - FIGURAS A COLOR

Figura 5.12 / Potencia de Generación Eléctrica del Ecuador 2012. Fuente: MEER, 2012.

Figura 5.16 / Usos finales de energía. Quito Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.

419

Figura 5.17 / Usos finales de energía. Guayaquil Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.

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

Figura 5.18 / Usos finales de energía. Cuenca Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.

Figura 5.19 / Usos finales de energía. Manta Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.

420

Figura 5.20 / Usos finales de energía. Nueva Loja Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.

ANEXO - FIGURAS A COLOR

Figura 5.25/ Vehículos Híbridos en Ecuador 2008-2012. Fuente: AEADE; www.eluniverso.com (fecha publicación: 2013/05/13)

Figura 6.15 / Mapa isobárico de Sudamérica. Fuente: NCEP

421

Figura 6.17 / Vientos globales y celdas atmosféricas. ZCIT = zona de convergencia intertropical. A = zona de alta presión. B = zona de baja presión. Fuente: Prentice Hall Inc.

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

Figura 6.35 / Coeficientes de empuje para diferentes modelos de aerogeneradores. En el eje x se encuentran valores de velocidad de viento y en el eje y valores de CT. Fuente: Fuhrlander.

Figura 6.37 / Atlas eólico a 80 m con las provincias más relevantes del Ecuador desde este punto de vista. Fuente: MEER.

422

Figura 6.65 / Foto aérea del proyecto Huascachaca, usado como ejemplo de estudio.

ANEXO - FIGURAS A COLOR

Figura 6.70 / Curvas de Potencia de los aerogeneradores usados en el ejemplo.

Figura 7.1 / Países que más sistemas termosolares instalaron durante el año 2012 (Fuente: IEA-SHC, 2014).

423

Figura 7.13 / Algunos tipos de células y paneles fotovoltaicos. (Fuente: Handbook for Solar Photovoltaic (PV) Systems).

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

Figura 7.25 / Insolación Global Promedio. (Fuente: CONELEC, 2008).

Figura 7.33 / Pareja de Hidroseguidores con espejo cilíndrico parabólico.

424 Figura 8.1 / Esquema de un sistema geotérmico convectivo. Adaptado de Mock et al. (1997).

Figura 8.5 / Áreas de interés geotérmico identificadas por el Estudio de Reconocimiento Geotérmico Nacional (Las elipses de línea continua se refieren al Grupo A, Primera Prioridad, y las de línea discontinua al Grupo B, o de Segunda Prioridad).