Mix Tecnologico para Panama

 

  Informe –  Plan  Plan de Expansión de un Parque Generador en Panamá

Plan de Expansión de un Parque Generador en Panamá J. Teodocio1, R. Aponte2, J. Castañedas3, J. González4  Licenciatura en Ingeniería Electromecánica –  Facultad  Facultad de Ingeniería Eléctrica –  Universidad  Universidad Tecnológica de Panamá

Resumen  El presente documento es un informe expositivo, de carácter no científico, más interpretativo que narra sobre un  plan de expansión de generación de energía eléctrica en Panamá utilizando un esquema de tres tipos de tecnologías en conjunto. El mix tecnológico consiste en una central eólica, una central hidroeléctrica de embalse y una central térmica de  biomasa. Todo el estudio se justifica por el incremento de la demanda eléctrica en Panamá y la necesidad de un suministro de energía socialmente óptimo.

Palabras Claves Mix Tecnológico, Expansión energética, Parque de Generación, Producción de Energía. Abstract  This document is a more interpretive narrative repor reporting, ting, not scientific, that tells on an expansion plan for power generation in Panama using three types of technologies together. The T he technology mix is a wind power plant, a hydroelectric dam and a power plant biomass. The whole study is justified by the increase in electricity demand in Panama and the need for a socially optimal energy supply.

Keywords  Technological Mix, Energy Expansion, Generation Park, Energy Production

1. INTRODUCCIÓN Los sistemas eléctricos deben cumplir muchos objetivos de manera simultánea. El sector eléctrico del país debe garantizar el suministro de energía eléctrica de buena calidad, al menor  precio posible, tratando siempre de minimizar el impacto medioambiental. Como ninguna tecnología existente se puede considerar en todos los aspectos como dominantes, y además que dependen mayormente de las condiciones operativas, se precisa mayormente de la coexistencia de múltiples tecnologías para la producción de energía. En Panamá, los sistemas eléctricos planificados quedan en manos de la empresa privada, tanto el diseño del parque, como su operación. La inversión en generación es decisión de intereses particulares dependiendo de la oferta y demanda que  pueda darse. Las autoridades regulatorias determinan el crecimiento de la demanda y los planes de expansión del  parque de generación. Su objetivo también es facilitar la generación de energía, especialmente con fuentes renovables r enovables  principalmente. Por ello, establecen normas que rigen la implementación a través de planes de inversión con incentivos y leyes especiales para la construcción de las centrales generadoras.

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 joannes.castañ[email protected]

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La generación en Panamá se caracteriza por depender de la importación de hidrocarburos y la energía hidráulica. El sector de casi toda la generación hidráulica en Panamá se encuentra en las provincias de Chiriquí y Bocas del Toro, con amplia experiencia en la construcción de centrales hidráulicas de embalse. El potencial que existe de generación eólica es  buena pero su distribución es sectorizada, principalmente en la zona costera del Caribe en la provincia de Bocas del Toro, Veraguas y Colón. Aunque Panamá utiliza los hidrocarburos  para producir energía, hay gran interés por el desarrollo de  proyectos de plantas térmicas cuya fuente de energía energí a sea de  biomasa. El objetivo final del presente estudio es analizar las condiciones que se deben cumplir en el diseño básico del  parque generador generador “mix tecnológico” y su aplicación en el SIN

 proyectado hacia 2028, teniendo en cuenta de manera  prioritaria que este parque generador debe cubrir la demanda  prevista y proporcionar una operación segura y estable. El presente trabajo se estructura de la siguiente manera. En la siguiente sección se presenta la información básica de la demanda de energía en Panamá. La tercera sección analiza el diseño del parque generador en un marco de planificación según la demanda. La cuarta, quinta y sexta sección estudia las diferentes tecnologías utilizadas, eólica, hidráulica de

 

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embalse y biomasa respectivamente. Finalmente la última El mayor impacto se tendrá durante la época seca. Las centrales hidráulicas de embalse y las de pasada sección se dedica a conclusiones.  principalmente, por la demanda necesaria durante la época seca en la que se dispone de la reserva de agua por la falta de 2. SUMINISTRO DE LA DEMANDA DE lluvia, y los caudales de los ríos disminuyen. Un 56% de la  producción de energía en Panamá es hidráulica, el 42% es ENERGÍA PROYECTADA representado por el plantel térmico, y solo un 2% es de Para este análisis se utilizó el pronóstico de la demanda en generación eólica (Autoridad Nacional de los Servicios Los Estudios Básicos 2014, documento más reciente, fidedigna y provistos por ETESA para el periodo 2014 -2028. La proyección de la demanda según el SIN podría presentar tasas de crecimiento, por el orden de 5.5 a 6.0% promedio anual, para los quince años de proyección, mientras que la  potencia máxima exigida al sistema podría crecer entre 5.5 a 5.9%. Dicho estudio fundamentado en factores internos económicos nacionales, así como las actividades comerciales internacionales, se resume en el siguiente cuadro. Tabla 1. Pronóstico de demanda  

Públicos (ASEP), Abril de 2015). Ese 56% podría representar aproximadamente 900 MW de  potencia firme en el presente año. Sólo hay 1514 MW de capacidad instalada de centrales hidráulicas en el territorio nacional (Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), Abril de 2015). Evidentemente es un problema que dependamos tanto de la generación hidráulica siendo la época seca el periodo del año en el que el agua disponible es limitado. Para resolver este  problema se puede disponer de otros tipos de tecnologías no hidráulicas. Durante el invierno es época de bonanza para las centrales hidráulicas y no representa limitaciones, sin embargo debe mantener una generación regulada de manera tal que exista un  balance entre lo que se genera genera y el agua embalsada reservada.

de expansión contemplado en tipos este estudio consiste enUnlaplan explotación y utilización de tres de tecnologías, eólica, hidráulica de embalse y térmica de biomasa. El viento es un recurso que se puede explotar con facilidad  para la época seca y también las fuentes térmicas de biomasa biomasa  pueden ser utilizadas durante esta época del año, y brindar apoyo en generación. En la época de invierno, la hidráulica de embalse participa en la generación, manteniendo un balance entre el agua Basado en los datos más recientes de la demanda de almacenada y la generación, así como otros factores técnicos  potencia máxima en Panamá, la potencia registrada es de y ambientales. La demanda proyectada a suministrar está propuesta para p ara el 1607 MW para este año 2015 (Jordán, 2015).  periodo entre 2017 y 2020, en la proyección de crecimiento 2.1. Demanda aproximada a suministrar económico optimista del país, que suma un total de 341.9 La información a continuación se extrajo del informe más MW. La razón de esta decisión es por el tiempo que se invierte reciente de la ASEP de Datos Relevantes del Mercado Eléctrico Panameño publicado en abril del presente año 2015. La capacidad instalada actualmente en Panamá es de 2603.14 MW y la potencia firme es de 1999.11 MW. Concluimos entonces basados en estos datos que a la fecha la reserva estimada en potencia total del sistema eléctrico en Panamá es de aproximadamente 996.14 MW. Mientras que la  potencia firme de reserva, es de unos cuantos 392.11 MW. De la Tabla 1, tenemos que para el año 2018, la demanda alcanza los límites de la potencia firme. Para el año 2019 se estima que el sistema actual no podrá suministrar la potencia firme que requiere la demanda para ese año. Para ese año, el sistema tendrá una mayor probabilidad de  presentar problemas en el suministro constante de la energía,  provocando que se adopten medidas de racionalización,

 para implementar las centrales, especialmente la central hidráulica de embalse, que requiere mayor tiempo de construcción. Se propone dentro del plan de expansión, tomar en cuenta una reserva del 25% de la demanda a suministrar, por lo que la demanda proyectada requerida del conjunto debe ser de 428 MW aproximadamente. El cálculo de la potencia firme está fuera del alcance del  presente informe. Se referencia la metodología para su

compra de energía extranjera, regulaciones consumodey generación, y un sistema no sostenible de de suministro energía.

3. DISEÑO DEL PARQUE DE GENERACIÓN

cálculo, definidas y desarrolladas dentro de “Las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad”

(Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA), Octubre 2012).

 

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Existe aproximadamente una cantidad de 7185.24 MW de  potencia eólica extraíble; el inventario del recurso hídrico disponible arroja un valor de 3040.27 MW, y además en  biomasa según (Secretaría (Secretaría Nacional de Energía, Mayo 2009). Una cantidad de turba ubicada en Changuinola es lo suficientemente grande para abastecer de combustible a una  planta térmica de 30MW por un período de más de 300 años según ETESA. Además de ello, la producción de energía eléctrica en base al bagazo de caña, producto de los ingenios azucareros, según un estudio de la Comisión de Política Energética en base a información de los Ingenios Azucareros, tiene la capacidad de proveer un promedio de 22304.21 MWh de energía al año. Suficiente para mover hasta una planta con una capacidad de 5 MW con un factor de planta de 50.9 %. Aunque no existen mayores estudios de fuentes de biomasa en Panamá, con estos datos es posible diseñar una planta térmica de biomasa para proveer energía al país. Evaluando las diferentes tecnologías y la demanda  proyectada de la sección anterior, anterior, en la Tabla 2 se presentan los resultados para el plan de expansión propuesto.

Estación lluviosa 800 700 600 500 400 300 200 100 0

Capacidad  Instalada 

Demanda cubierta

Reserva 

0 

225

Biomasa 

50 

30

Eolico 

360 

155

Hidro-embalse 

300 

300

Tabla 2. Plan de Expansión Propuesto

Las gráficas anteriores solamente son una referencia de Tipo de CenCapacidad cómo sería la propuesta de la demanda cubierta de cada central en la época seca y la época lluviosa. Instalada tral Técnicamente, para presentarlo de manera más precisa y (MW) exacta, hay que referirse a las reglas y los contratos de energía Hidro300 que las entidades reguladoras administran en el despacho de embalse la energía, lo cual está fuera del alcance del presente informe. Biomasa 50 Se presenta en las gráficas la propuesta de la demanda Eólica 360 máxima cubierta por cada central. En la estación seca idealmente, la demanda base la suple la generación eólica, la La central eólica de 360 MW, para suplir la demanda base demanda restante por la generación hidroeléctrica y la térmica en el periodo de verano. En periodo de invierno, entonces la de biomasa en última instancia, ya que es la tecnología que hidráulica de embalse de 300 MW sería la que abastece la  presenta los mayores costos de operación. En la estación demanda base. lluviosa la demanda base sería suministrada por la generación hidroeléctrica. Un estudio más exacto de esta propuesta, estaría fundamentado en el estudio de la variabilidad del

Estación seca  800  700  600  500  400  300  200  100  0 

Capacidad  Instalada 

Demanda  cubierta 

Reserva 

0 

225 

Biomasa 

50 

30 

Hidro-embalse 

300 

95 

Eolico 

360 

360 

viento (central eólica), el estudio de la cantidad de agua disponible y el valor del mismo (central hidráulica), el estudio de la economía del combustible obtenido de la biomasa (central térmica de biomasa), tomando en cuenta también el estudio del despacho de energía de todo el conjunto eléctrico nacional (SIN) para entonces describir el comportamiento de la demanda y la potencia firme de cada central, y todo este estudio proyectado en un año de operación, los cuales están fuera del alcance del presente informe. Todo el estudio presenta limitaciones, las cuales serán mencionadas: 1.  Todos los costos estimados de las centrales del parque generador propuesto son costos tomados de otros estudios referidos en este informe y no propiamente de la central propuesta, debido a que no es posible de precios costos exactos. 2.  disponer El estudio de los nivientos, el estudio del recurso hidráulico disponible y de los recursos de biomasa

 

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 para cada central correspondiente son tomados de otros estudios referidos en el presente informe, el cual no son exactos, son aproximaciones basadas en estadísticas y estudios efectuados en años anteriores. La informa-

moderno son normalmente de 40 a 120 metros. Por ello se dispone de modelos matemáticos para calcular el perfil de velocidad del viento en el lugar para realizar el cálculo de la  producción de energía del parque. parque. Se utilizó el modelo de tipo logarítmico para determinar el

ción de la  producción de energía  presentada no es  perfil de velocidades de viento en el el emplazamiento. exacta, sino es un estimado porque no es posible efec tuar el estudio en concreto de los recursos en sitio. 3. La ubicación y el diseño diseño de cada cada central, central, es una una pro  puesta basado en las las tecnologías actuales y basado e todos los valores aproximados en el presente informe habiendo tomado en cuenta las limitaciones corres pondientes. Sin Sin embargo el presente informe se dispone como referencia para estudios posteriores y la futura propuesta de la pre sente solución de forma completa, tomando en cuenta todos los factores. factores. Dedicamos la siguiente sección para el diseño del parque generador de cada tecnología en particular para suplir el cre cimiento de la demanda proyectada estimada para el país país..

La densidad del viento también se calculó utilizando la si guiente ecuación para corregir el mismo a la altura altura del buje

  Parque Eólico  “OffShore”  4. El parque eólico “offshore” propuesto estará ubicado en la zona costera de Bocas del Toro, Toro, al nordeste de Changuinola, Changuinola,  por el gran potencial que dispone según el mapa eólico de Panamá “Recurso Eólico en Panamá –  a  a 40m sobre el suelo Promedio Anual” cortesía de ETESA y LAHMEYER IN TERNATIONAL.. TERNATIONAL

Utilizando una hoja de cálculo en Excel para calcular el per fil del viento suponiendo una velocidad de 11 m/s a 4 0 m tendremos un perfil de viento como se muestra en la siguiente figura.. figura

4.1 L ocalización La Central Eólica será del tipo “Off Shore”,  y su macrolo

calización se presenta en la siguiente figura.

Figura 1.  Macrolocalización del parque eólico offshore   Figura 2. Perfil de la velocidad del viento 

4.2 Estudio del viento Las velocidades de viento medias suelen obtenerse a partir de datos meteorológicos medidos a una altura de 10 metros. Mediante un análisis frecuencial se presentan los resultados Sin embargo, las alturas del buje de los aerogeneradores que determinan la dirección del viento predominante utilizando la herramienta meteorológica de ©windfinder.com.

 

desde octubre del año 2011 hasta mayo del 2015. La distribución frecuencial del viento disponible en el lugar de emplazamiento se presenta de manera gráfica en la Figura 3. Plan de se Expansión de predominan un Parque Generador en Panamá   5 Como observa, los vientos del oeste y del nornordeste. Este dato es importante para determinar en qué dirección tendríamos que establecer el diseño de la topología física de los aerogeneradores. El mismo está basado en observaciones satelitales medidas El tipo de tecnología que será implementada en el parque

Los aerogeneradores, como se encuentran ubicados afuera de la costa, tendrán la altura del buje a 100 metros del nivel del mar. Los aerogeneradores estarán ubicándose a 250 metros de la costa, respetando siempre que el aerogenerador más cercano a la costa esté a 250 metros de la misma en marea baja. El  parque estará diseñado con 3 filas filas de 20 aerogeneradores.

Esta disposición rectangular genera una distancia longitudi nal de 12.825 km y una distancia transversal de 1.95 km. La Figura 5 muestra el diseño de la topología.

Figura 3.  Distribución frecuencial del viento   eólico propuesto es de la marca Alstom, modelo Haliade 1506MW, utiliza un generador de imán permanente por lo cual se traduce en bajos costos de mantenimiento. El parque  propuesto tendrá un total de 60 aerogeneradores de 6 MW, logrando una capacidad instalada total de 360 MW.

Figura 5.  Topología de los aerogeneradores  

4.3 Topología La topología física de los aerogeneradores debe cumplir con lo propuesta en la Figura 4. Los aerogeneradores deben ubicarse a barlovento en la dirección nornordeste por ser la dirección del viento de mayor frecuencia. Figura 4. Topología de los aerogeneradores. 

4.4 Producción de Energía del Parque Eólico “Offshore” Para el cálculo de la producción del parque en el emplazamiento, se utilizó una aplicación web el cual trabaja  por medio de un sistema experto que analiza variables estadísticoestocásticos, que funciona con su propia base de datos cortesía de Danish Wind Industry Association. El resultado obtenido se presenta en la siguiente captura de  pantalla. La conexión a la red se establecerá en la subestación de Changuinola, es la más cercana y está ubicada aproximadamente a 50.1 km directo desde el área del emplazamiento del parque generador. El esquema de conexión se describe en la Figura 6. En el parque eólico, los cables eléctricos submarinos tendrán que ser enterrados para reducir riesgos de daños ocasionados  por equipos de pesca, anclajes, etc. Los aerogeneradores deben conectarse a través de estos circuitos de potencia. Estos

 

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cables también alojarán en su estructura el cableado de fibras ópticas necesarias para la comunicación de los distintos equipos. Cada torre debe llevar en su interior su propio transformador de tensión para elevarlo a 13.8 kV de tensión y todos los dispositivos de protección y respaldo. Todos T odos estos equipos deberán contar con su propio armario de control, y cuya característica es poder funcionar automáticamente a control remoto. La subestación de elevación deberá contar con todos los equipos necesarios para elevar el voltaje de 13.8 kV a 230 kV. Por ser un emplazamiento marino, es de esperarse un diseño con control automático. También deberá contar con la infraestructura correspondiente para su acceso como puede ser un helipuerto, y contar con sistemas de suministro de agua, salas de descanso y de reuniones así como también contar con cuartos habitables. Como podemos observar el factor de carga, o el factor de  planta estimado en el lugar es de un 56%. Los factores de  planta para emplazamientos marinos marinos por lo general deben ser mínimo 30%, por lo cual este emplazamiento presenta vientos aprovechables para la producción de energía.  Análisis Se4.5 espera que técnico-económico los aerogeneradores tengan una vida útil de 25 años. El límite será de 20 años, esto dependerá de la rigurosidad en las operaciones de mantenimiento que se den en la planta y otros factores climáticos como la alta humedad y las lluvias que pueden deteriorar la infraestructura de los aerogeneradores.

Figura 7. Imagen de una subestación offshore  Figura 6.Diagrama Unifilar de Conexión a la Red  

Los costos requeridos para las instalaciones de parques eólicos “offshore” se desglosan  en los siguientes puntos: •  Costos de instalación: 9-13%. Incluyen el estudio del

recurso eólico, análisis del emplazamiento, diseño inicial, estudio de impacto ambiental, estudio de rentabilidad y gestión de proyecto, transporte, ingeniería, entre otros gastos iniciales. •  Costos de obra civil: 35-38%. Incluyen la transportación marítima dentro del emplazamiento de la turbina y la torre, la construcción de la cimentación marítima,

Los costos, en general pueden dividirse en dos categorías: fijos y variables. Los costos fijos son aquellos en los que se incurre independientemente de la producción e incurren sólo una única vez. Estos incluyen los gastos de transporte, instalación, documentación y construcción, los gastos de aduana, los gastos de ingeniería, y los impuestos generados. Los costos variables, son aquellos que una vez construida la instalación, deberá dotarse de personal e iniciar actividades, y estos son costos que dependerán de la ubicación. Estos varían generalmente en forma proporcional a la producción. Estos incluyen, de manera general, los gastos de operación op eración y mantenimiento. y otros costos relacionados con la infraestructura necesaria  para la instalación y puesta en en marcha de las turbinas. •  Costos de conexión a la red: 31- 67%. Incluyen la instalación del cableado marino, las subestaciones y las líneas eléctricas necesarias. •  Otros costos de inversión: 7 - 24%. Por ejemplo, costos financieros durante la construcción, ingeniería,  permisos legales y uso del área marina, licencias, consultas, seguros y, además, los sistemas de monitoreo y control.

 

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Estos costos son estimados según el precio del aerogenerador. Para este informe se utilizarán los porcentajes más altos. Según (Centro de Energías Renovables, 2011), los costos estimados de inversión de un parque eólico marino están rondando aproximadamente los 1548 - 3746 $/kW en América Latina. Este valor dependerá de la situación económica en la región. Se asumirá lo siguiente para el parque eólico. Años de desarrollo 2015 - 2018 Año de puesta en marcha 2018 Años de operación 20  Número de turbinas 60 Capacidad Instalada 360 MW Profundidad del agua  –   >200 m Instalaciones flotantes Distancia para la 50.1 km interconexión al sistema Velocidad promedio del 11.8 m/s viento al buje del rotor Condiciones del lecho marino Costo del aerogenerador Costos de instalación x u Costos de obra civil x u Costos de conexión a la Red xu Otros costos x u Costo de inversión x u Costo de inversión $/MW Costo de inversión $

en operación de la planta. El incentivo fiscal de la inversión directa podrá aplicarse hasta el 50% de lo que resulte al restar el impuesto generado menos el crédito de arrastre producto de impuestos pagados por adelantado 6 . En otras palabras, se  puede optar por reducir los costos de los impuestos impuestos en un 50% utilizando el incentivo fiscal. 4.6 Rentabilidad En una tabla de Excel se calcula la tasa de rentabilidad tomando en cuenta el precio de venta de le energía eólica en Panamá a 0.08$/kWh según (Asamblea Nacional de Panamá, 2007). Considerando que la tasa de interés real es del 4% según (Agencia Andaluza de Promoción Exterior, 2014), y que también se toma en cuenta los impuestos cobrados por los ingresos producto de la venta de la energía, los resultados se muestran a continuación.

Medio arcilloso homogéneo 8.000.000 $ 1.040.000$ 3.040.000$ 5.360.000$ 1.920.000$ 19.360.000$ 3226,67 $/kW 1.161.601.200,00$

La mayoría de los costos de mantenimiento se calculan a una cantidad anual fija para el mantenimiento regular de las máquinas en el parque eólico, tomando en cuenta los trabajos de inspección, costos de las reparaciones r eparaciones y contrataciones, los gastos de planilla, gastos en análisis y pruebas de campo, compra de piezas y componentes, tanto en el parque eólico como en la subestación de elevación. El razonamiento en nuestro análisis se proyecta en una cantidad estimada general  para este tipo de instalaciones, se estima un costo de operación y mantenimiento de 25$/kW anual. Beneficios fiscales Se puede considerar el beneficio fiscal estipulado por el Estado Panameño el cual aplica para el proyecto y estipula un incentivo fiscal equivalente de hasta el 25% 5 de la inversión directa en el respectivo proyecto, con base a la reducción de toneladas de emisión de dióxido de carbono (CO2) equivalentes por año calculado. Este incentivo solamente corre

6, acápite b.

Con una tasa interna de retorno del 8.70%, el proyecto reOpción 1

Opción 2

País

Panamá

Panamá

Provincia

Chiriquí

Chiriquí

Distrito

Barú

Bugaba

Corregimiento

Proreso

Aserrío de Gariche

tornaría su inversión y los costos subsiguientes entre el año 10 y 11 después de su puesta en marcha. Si el año de inauguración es el 2018, en el año 2028 aproximadamente todos los costos hasta esa fecha deberán estar en balance.

durante los primeros diez años contados a partir de la entrada 5

 Ley N°45 de 4 de agosto de 2004. Artículo 10, Numeral 3.

6

 Decreto Ejecutivo N°45 del 10 de junio del 2009. Artículo

 

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4.7 Impacto Medioambiental Como las líneas de transmisión deben pasar por un humedal de importancia internacional, solamente la construcción de las Figura 8. Posible ubicación de la central c entral termoeléctrica líneas de transmisión de 50 km hacia la subestación de de biomasa, cerca del Río Chiriquí Viejo  Changuinola entra en el estudio de impacto ambiental de categoría II. Mientras que la construcción de todas las demás instalaciones del parque eólico entran en la categoría I por el Debido a que la zona está próxima a un río, los cultivos leve impacto ambiental. energéticos tendrían más facilidad de agua y su desarrollo sería más eficiente. Además de que la distancia hasta la central se Concluimos que el emplazamiento posee un buen recurso reduciría y la alimentación para el circuito de refrigeración, la aprovechable de viento y puede ser financiado por las distintas limpieza de la planta y el consumo de los trabajadores, se haría fuentes de financiamiento en las que se puede mencionar: más fácil. Banco Mundial BM, Banco Interamericano de Desarrollo Otra de las ventajas de esta zona, es que los pobladores están (BID), Clean Energy Found, Programa de las Naciones Unidas a favor de la construcción de este tipo de plantas, por lo que  para el Desarrollo PUND, etc. se lidiaría con menos problemas sociales y legales, de las que Además de ello se debe seguir el Código Eólico del Código otras centrales son objeto de. de Redes 2012 el cual confiere normas técnicas, operativas y Como es un área acostumbrada a cultivos, los de calidad, para la conexión de la generación eléctrica eólica  procedimientos para su aprobación tomarían menos tiempo al Sistema Interconectado Nacional (SIN). y su implementación se facilita. Subestación para su Interconexión Debido a su proximidad, la subestación de El Progreso 5. Central Térmica de Biomasa (Figura 9) sería la más apropiada por su proximidad al Los aspectos técnicos más importantes relacionados con la Proyecto. instalación de este tipo de centrales son la ubicación de estas  plantas y de sus cultivos, la cercanía a una subestación de transmisión, los gastos económicos en la construcción de obras civiles, el tendido eléctrico, de las unidades de generación y los estudios de impacto ambiental que se realizarán. Zonas Apropiadas para la Ubicación de las Centrales Se propone instalar la central térmica de biomasa y de sus cultivos en la provincia de Chiriquí en el distrito de Barú o en el de Bugaba como se muestra en la Tabla 3 y la Figura 8. Posible ubicación de la central termoeléctrica de biomasa, cerca del Río Chiriquí Viejo. Tabla 3.

Figura 9.  Subestación El Progreso 

Haciendo estimados basados en la construcción de la tercera línea de transmisión, del Plan de Expansión del Sistema  Nacional de Transmisión Eléctrica de Panamá, donde la línea es de Tole Chiriquí hasta Condado del Rey en Panamá, es de 300 km y con un coso de 248.6 millones de dólares, se calculó que por km se gasta alrededor de 1.2 millones de dólares. Si la distancia máxima de las líneas de transmisión desde la planta  propuesta, hasta la subestación es de 32 km, entonces se gastaría como máximo, aproximadamente 39 millones de dólares.

 

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La distancia máxima en las carreteras actuales es de 32 km como se ve en la Figura Fi gura 10. Mientras que si se construyera una  posee El terreno utilizado para la construcción de la central posee línea recta, sería aproximadamente 12 km y un costo alrededor un relieve quebrado, esto obedece a sus suelos de origen pro nunciada. de 15 millones de dólares, por lo que sería más factible la volcánicos y no tiene una elevación pronunciada. construcción de las líneas de transmisión de forma directa a la subestación. 5.2 Costos Se estima que el costo de construcción de la central es de aproximadamente 70 millones de dólares. La del costo inicial de una central de biomasa se puede observar en la Figura 11

Figura 10.  Distancia máxima entre la planta propuesta y la subestación. 

5.1 Obras Civiles Aproximadamente un 5% del costo de inversión de la obra, será dirigido a las obras civiles referentes a la planta. Entre estos proyectos encontramos   Construcción de edificaciones: construcción de las edificaciones que albergará parte del equipo que  participa en la generación. Parte de estas estas estructuras, también se utilizará para los cuartos de control de la central, área de cafetería, estacionamientos y oficinas administrativas.   Construcción de vías de acceso: se construirán calles  pavimentadas para el acceso a la planta y áreas aledañas. Estas son necesarias para el transporte de la maquinaria y elementos para la construcción de la central. También para el transporte del personal de trabajo. Una vez terminada la obra, estas vías seguirán siendo utilizadas para el transporte del  personal y además, para el transporte de combustible que utilice la planta.   Tendido eléctrico: se llevará a cabo la construcción del tendido eléctrico para el consumo de los alrededores de la planta. Esto incluye los postes, iluminación del área.   Sistema de Acueductos: Incluye todo el sistema de tuberías utilizado para transportar el agua a través. La  planta tendrá una red de agua potable y una red r ed para aguas servidas. •

•

•

•

Figura 11.  Distribución de costos  

La Tabla 4. Distribución de Costos en dólares muestra cada uno de estos porcentajes en su valor de dólares Tabla 4. Distribución de Costos en dólares

Gasto Caldera Turbina Alternador Obra Civil Ingeniería Sistemas de Combustibles Varios

Valor (Millones de Dólares) 30.1 14 3.5 4.2 7 11.2

La rentabilidad de la explotación energética de la biomasa está condicionada por el tipo de biomasa y tecnología empleada y por la consideración o no de las denominadas externalidades (costos asociados a los daños a la salud que  pueden producir las distintas tecnologías energéticas, des desde de la etapa de fabricación de sus componentes hasta finalizar su vida útil). El costo de operación y mantenimiento esta dictado mayormente por el transporte, manejo y almacenamiento del combustible y de la cantidad de personal que labora. La Tabla

 

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5. 

Planilla estimada de trabajadores  presenta una  para la obtención de biocombustibles o biomasa necesaria

cogeneración de la energía eléctrica.  planilla del costo estimado de los empleados utilizando  para la generación y/o cogeneración Capítulo II, Artículo 8: La secretaría Nacional de Energía valores arbitrarios coordinará con los demás entidades públicas y entes privados de conformidad con su competencia, las acciones tendientes Tabla 5. Planilla estimada de trabajadores y necesarias para cumplir con los objetivos obj etivos de la ley. Cantidad (aproximada) Trabajadores (Etapa de Construcción) Operadores de Tiempo Completo Personal encargado de Manejo, transporte y proceso de Combusti ble

100

Salario Mensual Unitario (Balboas) 500

Las Plantas de Biomasa están sujeta a las disposiciones de la Secretaria Nacional de Energía, el ente rector de la política nacional. Esta Secretaria y el Ministerio de Economía y Finanzas administran 7 instrumentos para incentivar las inversiones extranjeras y locales:

25

800

 

Exención del impuesto de importación, de aranceles, tasas, contribuciones.   Exención del impuesto de transferencia de  bienes corporales muebles y la prestación de servicios.   Exención del impuesto sobre la renta, por un periodo de diez años, a partir de la entrada en operación comercial.   Exención del impuesto sobre la renta, aplicables a los ingresos generados por la venta de •

•

35

600

•

•

Total=

91 000

5.4 Normativas Principalmente, se requieren seguir con el procedimiento  para el otorgamiento de concesiones concesiones de generación. Se debe deberá rá completar el formulario E-170-A, para la construcción y explotación de plantas de generación distinta a la hidroeléctrica y geotermoeléctrica las cuales quedan sujetas al régimen de licencia. La ley 42 del 21 de abril de 2011, establece lineamientos  para la política nacional sobre biocombustibles y energía eléctrica a partir de biomasa en el territorio nacional. Aquí listamos algunos artículos importantes Capítulo I, Artículo 1: La ley establece los lineamientos generales de política nacional, promoción. Fomento y desarrollo de la producción y uso de biocombustibles y la generación y/o cogeneración de energía eléctrica a partir de  biomasa en el territorio nacional Capítulo II, Artículo 3: La producción, comercialización y uso de biocombustibles y la generación y/o cogeneración energía eléctrica a partir de biomasa en el territorio nacional será promovida y desarrollada por el Órgano ejecutivo, a través de la Secretaría Nacional de Energía. Capítulo II, Artículo 4: Se entiende por biocombustibles a aquellos combustibles u oxigenantes producidos a partir de materias primas de origen animal o vegetal, del procesamiento de productos agroinsdustriales, de residuos orgánicos o de cualquiera otra forma de biomasa. Capítulo II, Artículo 5: La producción, distribución y comercialización de los biocombustibles estarán sometidas a libre competencia económica y podrán participar en ella. Capítulo II, Artículo 7: El ministerio de Desarrollo Agropecuario desarrollará mecanismos de fomento a la  producción nacional de cualquier cultivo cultivo de origen vegetal o  producción animal que puede utilizarse como materia prima

Certificados de Reducción de Emisiones (Bonos de Carbonos).   Pago de Licencia Industrial, Licencia Comercial, Aviso de operaciones, así como la Tasa de Control, Vigilancia y Fiscalización que deben  pagar a la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos, impuestos y/o tasas municipales, por un  periodo de diez años, a partir de la entrada en operación comercial.   Exención de impuestos de prestación de servicios que sean necesarios para la construcción, operación y mantenimientos de las plantas de  producción.   Los cargos de distribución y transmisión cuando vendan en forma directa o en el mercado •

•

•

ocasional, en cuentao que en ningún serán caso los costosteniendo de trasmisión distribución traspasados a los usuarios, por un periodo de diez años a partir de la entrada en operación. Los estudios de impacto ambiental se clasifican en 3 categorías a)  Estudio de Impacto Ambiental Categoría I: Es la categoría aplicable a proyectos que no generan impactos ambientales significativos, cumplen con la normativa ambiental vigente y no conllevan riesgos ambientales. El contenido básico de estos documentos consiste en la  presentación de un Paz y Salvo que emite El Departamento de Finanzas de la ANAM, una descripción del proyecto y del área de influencia del mismo; el documento de EIA deberá, también, la yidentificación de Notarial los impactos ambientalesproveer específicos una Declaración Jurada, que confirme la veracidad de la documentación y que el  proyecto cumple con la legislación ambiental a mbiental vigente y/o no  produce impactos ambientales significativos significativos adversos.

 

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 b)  Estudio de Impacto Ambiental Categoría II: Los proyectos cuyo EIA se clasifican en esta categoría son aquellos cuya ejecución puede producir impactos i mpactos ambientales adversos, de afectación ambiental parcial. Estos efectos, aunque negativos y significativos, pueden eliminarse o mitigarse con la aplicación de medidas usuales y fácilmente aplicables. Se entiende por afectación parcial, que el proyecto no generará impactos adversos; Indirectos: Que ocurren en lugar y tiempo

L/s/Km2 (litros por segundo por kilómetro cuadrado). La vertiente del Pacifico posee los mayores recursos de agua del  país, concentrados en la provincia de Chiriquí. En la  provincia de Bocas del Toro se encuentran los recursos r ecursos más importantes de la región del Atlántico. La porción por ción oriental de la Península de Azuero y Los Llanos de Coclé presentan los recursos más bajos del país. Hay una marcada diferencia en la distribución temporal de

diferentes afectado. Acumulativos: De afectos aditivos, cuyo efectoaltotal es la suma de los parciales o individuales. Sinérgicos: Cuyos efectos se multiplican al ocurrir juntos. c)  Estudio de Impacto Ambiental Categoría III: Los EIA clasificados en esta categoría se refieren a proyectos cuya ejecución causarían impactos ambientales significativamente negativos, cualitativamente y cuantitativamente, por lo que ameritan un análisis más profundo. Estos EIA son de contenido similar a los de Categoría II, pero exigen el desarrollo de una sección dedicada a los antecedentes del área de influencia del proyecto, acompañada de un análisis, valorización y jerarquización de los impactos ambientales identificados y jerarquización de los impactos ambientales identificados y la realización de un foro público obligatorio. Para los EIA Categoría II, la realización de este foro público

los caudales entre las dos vertientes. La del Atlántico  presenta una mayor regulación natural con 20% a 30% del caudal, en los meses de enero a abril, y de 70% a 8O% del escurrimiento en la estación lluviosa, de mayo a diciembre. En la vertiente del Pacifico sólo del 7% al 15% del aporte anual se da entre enero y abril y del 85 al 93% restante en la estación lluviosa, de mayo a diciembre. Los ríos más caudalosos del país son: Changuinola, Bayano, Chiriquí, Chucunaque, Tabasará, Tuira, Santa María, Coclé del Norte y Fonseca. El conocimiento sobre el potencial hidroeléctrico ha avanzado sustancialmente gracias a la red hidrométrica y meteorológica que cubren aproximadamente el 100.0% de la superficie total. Existe un importante inventario de recursos

no es obligatorio, aunque puede59). ser exigido por la ANAM (Artículo 36, Decreto Ejecutivo Observando las normativas, para la central térmica de  biomasa debe realizar un estudio de impacto ambiental de Categoría II.

hidroeléctricos en el alpaís explotados de manera adecuada, permitiría país que reducir la dependencia de energéticos del exterior, con el consecuente ahorro de divisas y además lograr un mayor grado de autoabastecimiento energético. El potencial hidroeléctrico inventariado indica que la energía que estaría disponible se estima en 11,879.0 GWh/Año; asumiendo una utilización continua equivaldría a una potencia cercano a los 2,389.1 MW. Se estudiaron los Proyectos hidroeléctricos disponibles en la base de datos de ETESA con niveles de investigación de factibilidad, pre factibilidad y reconocimiento, y del Ente Regulador los proyectos en proceso de solicitud de concesión y con concesión otorgadas, de las cuencas principales de los ríos Changuinola, Tabasará, Santa María, Chiriquí Viejo,

6. Central Hidroeléctrica de Embalse La ubicación geográfica de Panamá, su tamaño, forma, orientación y relieve determinan la distribución temporal y espacial de la lluvia y, por ende, de los caudales así como los rendimientos en las diferentes regiones del país. Las características geomorfológicas, geológicas y de uso del suelo influyen en la longitud, pendiente y orientación de los cursos de Los aguaríos asícorren como en de lasque cuencas. en la doscapacidad vertientes:delaretención del Pacífico, abarca el 70% del territorio nacional, y la del Caribe o Atlántico, que ocupa el 30% restante. La divisoria continental está constituida  por una serie de cadenas montañosas montañosas que se extiende extiendenn de Este a Oeste. En términos generales, los ríos son de corto recorrido y sus cursos están usualmente orientados en dirección normal a las costas. La longitud media de los ríos de la vertiente del Atlántico es de 56 Km con una pendiente media de 2.5% y en la vertiente del Pacífico la longitud media de los ríos es de 106 Km con una pendiente media de 2.27%. El caudal medio anual superficial total es de aproximadamente 4,570 m3/s (metros cúbicos por segundo); hacia el Pacifico desagua más o menos el 60%. Por sus rendimientos unitarios, sobresalen las cuencas de altos los ríos Changuinola, Guarumo, Cricamola, Calovébora y Guázaro, en la vertiente del Atlántico, y las de los ríos Chiriquí, Fonseca, Tabasará y San Pablo en la vertiente del Pacifico, con rendimientos superiores a 72

Guálaca y otros ríos de hidroeléctrico menor envergadura. El mayor potencial está localizado en la  provincia de Bocas del Toro donde se identifican sitios con un total de capacidad instalable de 1,079.0 MW en segundo orden la provincia de Chiriquí con 746.6 MW de capacidad y la provincia de Veraguas con potencia de 419.0 MW. Para nuestra propuesta de proyecto analizando los estudios realizados por ETESA en el rio Changuinola, provincia de Bocas del toro decidimos colocar nuestra central de embalse en este lugar de esta esta manera aprovechara las las aguas el rio changuinola en el corregimiento del valle del risco del distrito de Changuinola provincia de Bocas del Toro.

 

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menos 300 MW y que aprovechará las características únicas de pluviosidad de la región y la vocación de uso de la cuenca del Río Changuinola para proveer una generación anual estimada de al menos 1,500 GWh, a través de una presa de embalse para la acumulación progresiva de las aguas hasta la cota máxima de operación normal. 6.2 Componentes principales de la obra

Figura 12. Ubicación de la central hidroeléctrica de embalse (selección de estudios hidrológicos chan II  

6.1 Obras civiles, ubicación de la central, tipo de terreno en donde se edificara las obras civiles El aprovechamiento hidroeléctrico de nuestra central de embalse utiliza el agua del rio changuinola y el rio Culubre, estas aguas mediante la construcción de una estructura de embalse con una altura de 250 metros pretendemos generar una potencia de 300 MW. La casa de maquina en donde el equipo electromecánico generara, transformara y transmitirá la energía eléctrica hasta la sub estación de ETESA ETE SA está ubicado en la misma central de embalse. Todas las obras civiles y electromecánicas del aprovechamiento hidroeléctrico de embalse estarán ubicado en la provincia de bocas del toro corregimiento de valle del risco. La presa de embalse a utilizar es una presa de bóveda bó veda o presa en arco ya que debido a la forma de estas resisten el empuje del agua y transfieren la presión hacia las laderas de la cerrada, de esta manera aprovechamos la ubicación del embalse además de ahorro en cuanto a hormigón se necesita para su construcción.  Nuestro proyecto hidroeléctrico se localizará  principalmente en el Corregimiento de Valle de Riscó y en áreas de los Corregimientos de Cochigro y Nance del Riscó, dentro del área protegida Bosque Protector de Palo Seco (BPPS), todo dentro del Distrito de CHANGUINOLA, Provincia de Bocas del Toro. Ver figura 2,3. A pesar de tratarse de un área protegida, el Plan de Manejo del BPPS, aprobado mediante la Resolución AG-0749-2006 del 15 de diciembre de 2006, determina que el área en dónde se ubicará el Proyecto es compatible con el uso para el cual el Proyecto será desarrollado. Este estará constituido por una central hidroeléctrica que contará con una potencia instalada de por lo

• Una carretera de acceso al Proyecto Hidroeléctrico; con  2 carriles (uno en cada sentido), incluyendo su sistema de drenaje, estructuras para el cruce sobre ríos y/o quebradas, entre otros elementos viales, y cuyas dimensiones satisfagan las necesidades del Proyecto. P royecto. •  Caminos de servicios. •  Estructura para el desvió del rio. •  Una presa. •  toma de agua y conducción. •  Una casa de máquinas que incluirá, entre otros equipos, al menos tres (3) unidades turbogeneradoras que tengan capacidad para generar como mínimo 300 MW, y  proveer una generación anual promedio pr omedio de al menos 11,500 ,500 GWh. •  Cierre definitivo del desvío del Río Changuinola. •  Un conjunto compuesto por línea de transmisión y subestación(es) para la conexión del Proyecto Hidroeléctrico al Sistema Interconectado Nacional (SIN), administrado por ETESA, que permita el despacho de la energía generada por el Proyecto. Este despacho de la energía producida podrá ser efectuado por la sub estación changuinola. Ver figura 4. •  Suministro y montaje de los equipos (eléctricos, mecánicos, etc.), requeridos para cumplir el objetivo de generación anual promedio mínimo descrito.

Aparte de los componentes principales se requerirá la construcción de obras auxiliares para el funcionamiento del Proyecto Hidroeléctrico: la infraestructura y servicios de utilidades y auxiliares (agua potable, alcantarillado sanitario ydepluvial, iluminación, sistema de bombeo, aguasistemas del sistema enfriamiento, servicio de aire comprimido, de separación de agua y aceite, tratamiento de aceite lubricante, aire acondicionado, ventilación, protección contra incendio, instrumentación para medición de niveles y velocidad del agua, etc.), dispositivos para control de acceso y vigilancia (cercas, garitas, etc.), cuarto de control, oficinas y talleres. 6.3 Estudio Técnico-económico El precio de esta obra estará correspondido por la suma de: Tabla 6. Costo de Inversión de la Obra

1 2

Descripción Costo % (Aproximado) Servicios generales Movilización Fianzas y Seguros

 

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3 4 5 6 7

Administración de la obra Diseño de la obra Seguridad, salud y socio ambiental Campamento de obra Facilidades auxiliares Obras

98 10

Carreteradedeservicio acceso al proyecto Camino Estructura para el desvió del rio

11 12 13

Presa Toma de agua y conducción Casa de máquinas y canal de desfogue Cierre definitivo del desvió

14 15 16

Línea de transmisión y subestación Montaje de equipos electromecánicos Total

8

9

13

824,803,703.0 0

Perfiles de acero Kg  para obras de contención Pernos de acero de M grado 60 para anclaje activo de

1650 00 3500

φ=32mm

10

Pernos de acero acero M grado 60 para anclaje φ=25mm

11

12

de

Perforación ha M roto percusión de φ=76mm

6800 0

9000

para

cortina de drenaje Tubería de pvc M rígido perforada de

9000

φ=50 mm para

cortina de drenaje Total:

12,021,384.50 Descripción 1 Plan de manejo ambiental

Precio

 

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Tabla 8. Costos Asociados al Proyecto

Tabla 7. Costos de Servicios Complementarios

Descripción 1

Drenes

unidad cantidad Precio Precio unitario total de M

4000

φ=63.5mm para

alivio de sub  presiones 2 Hormigón M3 lanzado con fibra de acero [40Kg/m3] 3 Perforación de M roto percusión

6700

2700 0

de φ=76mm

4

Perforación M rotativa de φ=76mm

1050

con

repercusión de testigos 5 Inyección de Kg lechada de cemento [0.60 kg de cemento] 6 Malla de acero M2  bidimensional 7 Malla metálica Kg con abertura de 10x10 cm de alambre de φ=4mm con

resistencia a la tracción = 5.500 kg/cm2 [2.2 kg/m2]

2085 000

2100 0 3650 0

2 Adquisición de servidumbre, plan de reasentamiento involuntario y otras afectaciones 3 Deforestación del área de embalse y compensaciones ecológicas 4 Supervisión y control del proyecto 5 Suministro de equipo 6 electromecánico Fianzas según clausula 22 y seguros 7 Impuestos y tasas 7.1 impuestos municipales 7.2 impuesto de importaciones de equipos electromecánicos Impuesto de importaciones de materiales ITBMS de los puntos 1,2,3 8 Inflación Total

Descripción 1 Precio de la obra según punto 1 2 Precio por servicios complementarios S ub total de precio de construcción 3 Costo Asociados Costo de Inversión Total

213,123,975.56

Precio total

1,049,949,063.06 3499.8$/kW

 

Plan de Expansión de un Parque Generador en Panamá  

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Figura 14.  Ubicación de la hidroeléctrica de embalse 

Articulo 84 habla de la cuenca hidrográfica del canal. 6.5 Potencial que se explota La potencia de una instalación hidroeléctrica está en función de las siguientes variables:   El caudal del rio o la cuenca o sea la cantidad de agua pasando en un periodo fijo, generalmente medido en metros cúbicos. •

•

   

•

 

•

La caída, la diferencia de altura entre la toma de agua y la oturbina. Las pérdidas por fricción entre la toma de agua y la turbina. La eficiencia de la turbina y el generador.

Por lo tanto, la potencia de salida de un generador en La subestación a la cual nos conectaríamos conect aríamos sería la de Changuinola y la dimensión de la línea de transmisión seria seria kilovatios se puede resumir en la siguiente ecuación. 230 KV = 9.8 ∗   ∗ 

∗ 

∗ 

Pge = potencia de generación HN = caída aprovechable por la turbina en metros Q = flujo o caudal de agua en metros cúbicos  Nt = eficiencia de la turbina hidráulica hidráulica  Nge = eficiencia del generador generador eléctrico Con estos datos podemos calcular la potencia de salida de nuestro proyecto. Teniendo en cuenta que queremos una generación de 300 MW.

Figura 13.  Subestación de Changuinola 

6.4 Estudio del Impacto Ambiental La ley 41 del 1 de julio de 1998 nos habla de los principios y normas básicas para la protección, conservación y recuperación del ambiente, promoviendo el uso sostenible de los recursos naturales. Además, ordena la gestión ambiental y la integra a los objetivos sociales y económicos, a efecto de lograr el desarrollo humano sostenible en el país. En el capítulo VI nos hace referencia a los recursos hídricos en donde explica: Artículo 80 la posibilidad de explotación de este recurso siempre y cuando se tenga la autorización a utorización de la ANAM. Artículo 81 nos explica que el recurso hídrico es de dominio público en todo sus estados y que su uso está condicionados a la disponibilidad de este y a las necesidades reales a que se destinen. Articulo 82 los usuarios que aprovechen a provechen este recurso están obligados a realizar las obras necesarias para la conservación de este, de conformidad con el plan de manejo ambiental y el contrato de concesión respectivo. Articulo 83 la ANAM creara programas especiales de manejo de cuencas si estas se encuentran en deterioro o por conservación estratégica.

6.6 Estudio de Impacto Social La construcción de un sistema hidroeléctrico de esta magnitud se ve manchado por los diversos impactos sociales y ambientales producto de la deforestación de grandes terrenos importantes tanto para el ecosistema como para el  pueblo que reside en este lugar. La construcción de esta hidroeléctrica está planeada sobre un área protegida con categoría internacional tanto como reserva de la Biosfera como Sitio de Patrimonio Mundial de la Humanidad de rica  biodiversidad terrestre y acuática además es un indígena de la etnia Ngöbe Bugle eny laque cuenca media delárea Río Changuinola. . 

CONCLUSIONES El desarrollo sostenible de un país debe ser el norte y la meta por alcanzar en las planificaciones energéticas. Las tecnologías se han desarrollado de manera que los costos de implementar y explotar los recursos renovables ahora son una  posibilidad económica y muchas entidades tanto nacionales como internacionales gozan de un buen respaldo de inversionistas interesados en el desarrollo de la energía renovable bajo un marco técnico-económico viable. Del plan de expansión podemos gran manera el menor costo propuesto de inversión de ladestacar planta aeólica offshore, cuyo impacto ambiental es mucho menor, que los

 

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costos de inversión de una central hidroeléctrica de embalse Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (2014). Plan de de igual potencia cuyo impacto ambiental es Expansión del Sistema Interconectado Nacional considerablemente alto. 2014 - 2028. En ETESA, Plan Indicativo de Concluímos que el plan es satisfactorio para suministrar la Generación (Vol. Tomo II). Panamá. demanda propuesta. Se remite el presente informe para su divulgación y servirá ETESA. (s.f.). Depósito de Turba de Changuinola. Panamá. como una referencia para posteriores estudios al respecto. ETESA. (s.f.). Proyectos Hidroeléctricos. Obtenido de ETESA: http://www.hidromet.com.pa/documentos.php 

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