Diagnóstico para la elaboración del plan estratégico de desarrollo de las energías alternativas...

Ministerio de Hidrocarburos y EnergíaViceministerio de Electricidad y Energías Alternativas

Ministerio de Relaciones Exteriores de Dinamarca

DIAGNÓSTICO PARA LA ELABORACIÓN DELPLAN ESTRATÉGICO DE DESARROLLO DE LAS

ENERGÍAS ALTERNATIVAS EN BOLIVIA(2012 -2020)

FASE I

2012

TítuloDIAGNÓSTICO PARA LA ELABORACIÓN DEL PLAN ESTRATÉGICO DE DESARROLLO DE LAS ENERGÍAS

ALTERNATIVAS EN BOLIVIA (2012 - 2020)FASE I



Ministro de Hidrocarburos y EnergíaJuan José Hernando Sosa Soruco

Viceministro de Electricidad y Energías AlternativasRoberto Peredo Echazú

Director General de Energías AlternativasJuan Manuel Gonzales Flores

Directora General de ElectricidadHortensia Jiménez Rivera

Equipo Técnico del VMEEAIng. Raúl Villarroel BarrientosAbog. Ximena Rodas Sanjinéz

Ing. Leonardo Jáuregui Ramírez

Consultores NIRASLic. Wolfgang Mostert

Ing. Jonas ValdimarssonIng. Miguel Hernán Fernández Fuentes

Ing. Juan Carlos Enríquez UríaIng. Javier Reynaldo Salinas Cardona

Av. Mariscal Santa Cruz esq. OruroEdif. Centro de Comunicaciones La Paz Piso 12

Casilla Postal: 4819Tel. 591-2-2374050 al 53

Fax 591-2-2141307La Paz – Bolivia

Página WEB:// www.hidrocarburos.gob.bo

DIAGNÓSTICO PARA LA ELABORACIÓN DEL PLAN ESTRATÉGICO DE DESARROLLO DE LAS ENERGÍAS ALTERNATIVAS EN BOLIVIA (2012 -2020) FASE I

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Resumen Ejecutivo

Considerando la política del Estado Plurinacional de Bolivia, orientada a la universalización del acceso a laenergía y entendiendo la necesidad de afrontar el cambio climático como un aspecto fundamental en la defensade los Derechos de la Madre Tierra, el presente documento está orientado a formular un diagnóstico desituación, sobre la disponibilidad de recursos energéticos que permitan el desarrollo de las energías renovables,ERs, en Bolivia, en un primer periodo que alcance hasta el año 2020.

En la primera sección del documento, se evalúa la disponibilidad de los recursos como fuentes de energíasrenovables. El gran potencial hidroeléctrico estimado en casi 40 GW es bien conocido en el país, pero conrelación a las oportunidades para el aprovechamiento del recurso hídrico de mediana y pequeña escala, estepotencial se ve limitado debido a la falta de estudios que permitan su aprovechamiento principalmente a nivel local. Se destaca la importancia de la energía solar debido a que ésta presenta un importante potencial paraser aprovechada en todo el territorio nacional, principalmente en el Altiplano y algunas zonas del Oriente.

Respecto al recurso eólico, se conoce de manera preliminar la aparente abundancia y la alta calidad del recurso.Los recursos de biomasa también representan una buena oportunidad, siempre y cuando se tome en cuentala priorización de los tipos de residuos que podrían aprovecharse cuidando procesos de explotación irracionalde los bosques y considerando los riesgos a la seguridad alimentaria. En resumen: Bolivia tiene recursos dealta calidad y de buena variación.

Respecto al desarrollo tecnológico de las energías renovables, en la segunda sección del documento se distingueny categorizan aquellas tecnologías que están disponibles en el mercado local y cuentan con una serie deatributos que garantizan su utilización sostenida (hidroelectricidad, sistemas fotovoltaicos para poblaciónaislada); otras que representan tecnologías maduras y están listas para su empleo pero no se encuentrandisponibles en el país (energía eólica, energía solar fotovoltaica conectada a la red, biogás a gran escala); y unatercera categoría consistente en tecnologías en periodo de prueba con potencial a mediano plazo (gasificaciónde biomasa, energía solar concentrada).

Para contribuir a dar sustento a la política energética vigente, en el documento se calculan los costos económicosde las tecnologías de energías renovables respecto a los costos económicos de la generación de electricidada partir del gas natural y diesel, es decir aquellos costos que suponen que el Gobierno de Bolivia tome ladecisión de eliminar los subsidios a los combustibles fósiles. El análisis muestra de que las plantas hidroeléctricas,las plantas de energía eólica y las plantas utilizando el bagazo, tienen costos de generación próximos o pordebajo de los costos de generación de las plantas a gas. Según las previsiones de la evolución en los costosde generación de la energía fotovoltaica hasta el año 2020, la energía fotovoltaica también será competitivaen el futuro. La tabla abajo muestra las estimaciones de los costos de generación actuales y las proyeccionespara el año 2020.

La integración de energía intermitente a gran escala en el SIN (Sistema Interconectado Nacional) representaun desafío importante. Para la definición de una política de penetración es importante conocer el impacto dela energía renovable sobre la operación del SIN.

Finalmente, tomando en cuenta los recursos disponibles, los costos de generación de las diferentes tecnologíasy los desafíos de integración, este estudio concluye que es realista realizar inversiones en unos 405 MW deenergía renovable hasta el año 2020.


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Finalmente se presenta en el documento como insumo al trabajo futuro, las principales recomendaciones yprincipios para la formulación de la segunda fase que consistirá en la elaboración del Plan Estratégico para elDesarrollo de Energías Renovables en Bolivia 2012 -2020.

La tabla a seguir, presenta un resumen de los principales hallazgos del informe sobre tecnologías disponiblesen el país y potencias estimadas para generación de electricidad en base a energías renovables.


Tecnologías

Ctvs. de $US/kWh

2012 2020

Plantas energía convencional

Planta a gas, 100 MW 8,0 8,0

Planta a diesel, 15 MW 23,1 23,1

Central hidroeléctrica superior a 100 MW 2,3 a 5,0

ER conectado al SIN

Hidroeléctrica, 5 a 50 MW 2,8 a 7,15 2,8 a 7,1

Planta fotovoltaica, 5 MW 12,91 a 18,0 7,8 a 10,9

Eólica, 50 MW 2,7 a 5,7 2,4 a 5,1

Planta a bagazo, 15 MW 7,1

Energía distribuida, bajo voltaje

Fotovoltaica residencial, 3 kW 11,4 a 16,0 7,4 a 10,4

Poblaciones aisladas

Sistema fotovoltaico 107 a 176 70 a 115

Micro centrales hidroeléctricas 5,4 a 710,8 5,4a 10,8

Sistema termo solar, inversión $US $US

Sistema 2 m2, 200 litros 923 923

Sistema 4 m2, 300 litros 1420 1420Fuente: Equipo de consultores NIRAS

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Estimación de Potencial de Introducción de Energías Renovables


Ejecución a mediano plazo depende de subsidios de emisiones de

FuenteTecnología

Potenciaestimada MW

Observaciones

MCH 4,5

Eólica 200,0

Biomasa 94,1

Bagazo 70 cambios normativos. El concepto es de autogeneración y ventade excedentes a la distribuidora. Mejora si se direccionasubsidios por reducción de emisiones.

Castaña 4,5

En marcha en menos de 3 años con plan especifico en sistemasaislados del norte del país. El concepto es de autogeneración yventa de excedentes a la distribuidora. Mejora sustancialmente

Deshechosforestales 30

3 MW en marcha en menos de 3 años con plan especifico.Capitales privados, requiere promoción y difusión activa(proyectos demostrativos). En casos especiales se podría pensaren autogeneración y venta de excedentes a la distribuidora.

Rellenossanitarios 7,3 Ejecución a corto - mediano plazo depende de subsidios de

emisiones de carbono. Cambios en marco regulatorio.Lagunas detratamiento 9,3

carbono. Cambios en marco regulatorio.Energía solar 106

ParqueFotovoltaicopara el SIN

20

Proyecto de aprendizaje de 1 MW a corto plazo. Potencial al año

del comercio de exportaciones. Para expansión requiere descensode precios en módulos fotovoltaicos, ajustes en políticas

función de la normativa.

GeneraciónDistribuidaFotovoltaica

80

Penetración de 15% en el año 2020 en hogares, con ingresos

Exige cambios regulatorios, ajustes tarifarios, normativa técnicapara interconexión a la red de BT.

Generación1.1.1aislada1.1.2domestica

6 representa cerca de 120.000 sistemas de 50 Wp. Se necesitacontinuidad y agilidad de implementación. Mejora de lossistemas de gestión para asegurar la sostenibilidad

SistemasTermo-solares 20

Ejecución de mediano plazo. Desplazamiento de potencia deduchas eléctricas. Exige soporte de promoción y mecanismosfinancieros para penetrar en las casas de gente con ingresosmodestos. Capitales privados. Mejora factibilidad si se direccionasubsidios de reducción de emisiones de carbono.

Total MW 404,6 Potencial susceptible de implementación hasta el año 2020Potencial 2050 1115 GW Depende del desarrollo de un mercado de exportaciones

En marcha en menos de 3 años. Capitales privados solo requiere

si se direcciona subsidios de reducción de emisiones de carbono.

2050, incluyendo energía solar concentrada de 1 5 GW; depende

tarifarias y marco regulatorio. Posible capital privado a futuro en

económicos medianos. El concepto es de autogeneración y ventade excedentes a la distribuidora. Capital privado exclusivamente.

Programas de electrificación rural a 10 años (entre 2,75 y 9 MW),

Proyecto de aprendizaje de corto plazo de 20 a 50 MW. Potencialal año 2050 de varios GW si se desarrolla un comercio deexportaciones hacia los países vecinos, sobre todo, Brasil

Fuente: Elaboración NIRAS. No incluye proyectos hidroeléctricos y de geotermia en curso.

Nuevos proyectos a realizarse en los próximos 5 años con planespecífico, en comunidades rurales y posible interconexión a lared. Es necesario un ajuste al marco regulatorio. Mejora si sedireccionan subsidios por reducción de emisiones de carbono.

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Introducción

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A fin de viabilizar el desarrollo de las fuentes deenergías alternativas en Bolivia y en cumplimientoa los objetivos constitucionales y programáticosen pro del acceso universal al servicio deelectricidad, el Viceministerio de Electricidad yEnergías Alternativas – VMEEA y la CooperaciónDanesa, aunaron esfuerzos para la elaboracióndel “Diagnostico para la Elaboración del PlanEstratégico para el Desarrollo de las EnergíasAlternativas En Bolivia (2012 -2020)”.

En este sentido, para la elaboración del Plan seha previsto 2 fases, una primera fase quecomprende la realización de un diagnóstico desituación y preparación de insumos, objeto delpresente documento, y una segunda fase parala elaboración del mencionado Plan.

La primera fase, a su vez comprende la producciónde dos resultados: a) el presente documentoque presenta un diagnostico de situación, y b) laelaboración de un Atlas de los recursos renovablesdel país, en formato digital GIS y su desarrollonumérico para su publicación. (Ver los TdR enAnexo 3).

El énfasis de esta primera fase, se orienta apresentar el estado de situación sobre las energíasrenovables en el país sobre la base de unaexhaustiva recopilación de información y elanálisis de potencial y disponibilidad de estosrecursos. La formulación de este diagnostico,servirá como insumo para la segunda fase, quetendrá como objetivo central la elaboración delPlan Estratégico para el desarrollo de EnergíasRenovables en Bolivia.

Siguiendo procedimientos de la Embajada deDinamarca en Bolivia, con base en un concursoentre empresas, la consultora NIRAS deDinamarca se adjudicó el contrato para laformulación de la primera fase; el trabajo parala elaboración del presente documento se llevóa cabo entre enero y mayo de 2011.Además de este informe, el trabajo incluyetambién la preparación de un Atlas de Energía ysu instalación en el servidor del MHE (vea ladescripción en Anexo 1).

El Viceministerio de Electricidad y EnergíasAlternativas ha realizado el apoyo y contribuciónal presente documento. El equipo responsableestaba compuesto por Juan Manuel GonzalesFlores, Director General de Energías Alternativas,Ing. Raúl Villarroel, Jefe Unidad de EnergíasAlternativas, Abog. Ximena Rodas, Responsablede Normas y Convenios para Energías Alternativase Ing. Leonardo Jáuregui Responsable de SIG.

El equipo de consultores de NIRAS estuvoconformado por dos consultores daneses -Wolfgang Mostert (economista de energía y jefede equipo), Jonas Valdimarsson (ingenieromecánico, especialista en tecnologías de biomasa)y tres consultores bolivianos - Miguel HernánFernández Fuentes (ingeniero eléctrico yespecialista en energía solar y renovables), JuanCarlos Enríquez Uría (ingeniero civil y especialistaen diseño e implementación de proyectos deenergía renovable), Javier Reynaldo SalinasCardona (ingeniero civil, experto en SIG//LIS).


AE Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad

BIPV Building Integrated PVCAE Costo Anual EquivalenteCEDLA Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral

y AgrarioCER Cooperativa de Electricidad de RiberaltaCHP Combinación de Calor y Energía (por sus

siglas en ingles)CIPCA Centro de Investigación y Promoción al

CampesinadoCPTS Centro de Promoción y Tecnología SostenibleCRE Comisión Reguladora de EnergíaCSP Energía Solar Térmica por ConcentraciónCYTED Ciencia y Tecnología para el DesarrolloEASE Enabling Access to Sustainable EnergyEEUU Estados UnidosELECSOL Electrif. Fuentes. Renovables. Gran Escala.

p/ Pobl. Rural IberoamericanaENDE Empresa Nacional de ElectricidadERs Energías RenovablesFNDR Fondo Nacional de Desarrollo RegionalFV FotovoltaicoGFVCR Generadores Fotovoltaicos Conectados a la

RedGTL Gas a LíquidosIBCE Instituto Boliviano de Comercio ExteriorIDTR Infraestructura Descentralizada para la

Transformación RuralIEA International Energy AgencyIFC Corporación Financiera InternacionalJELARE Joint European-Latin American Universities

Renewable Energy ProjectMCH Micro Centrales HidroeléctricasMDL Mecanismo de Desarrollo LimpioMEH Ministerio de Energía e HidrocarburosMEM Mercado Eléctrico MayoristaNAMA´s Acciones Nacionales Apropiadas de

MitigaciónNCPE Nueva Constitución Política del EstadoOEA Organización de Estados AmericanosOFT Tecnología Orgánica de CombustiblePDD Documento de Diseño de ProyectoPEDERBOL Plan Estratégico para el Desarrollo

de la Energía Renovable en BoliviaPERB Planificación Energética Rural para BoliviaPLE Proyecto de Ley de ElectricidadPND Plan Nacional de DesarrollopSHS Pico Sistema Solar Fotovoltaico doméstico

PRE Programa de Regionalización EnergéticaPROPER Proyecto binacional de Difusión en Energías

RenovablesPv Fotovoltaico (por sus siglas en inglés)SCF Fluidos Súper CríticosSFV Sistema FotovoltaicoSIG Sistema de Información GeográficaSIN Sistema Interconectado NacionalSHG Gas Natural SintéticoTCD Toneladas de caña por díaTCS Tecnologías de Concentración SolarTDE Transportadora de ElectricidadUCB Universidad Católica BolivianaUE Unión EuropeaULOCEPIProy. Uso Racional de la Leña y otros

Combustibles en la Pequeña IndustriaUMSS Universidad Mayor de San SimónVMDE Viceministerio de Desarrollo EnergéticoVMEEA Viceministerio de Electricidad y Energías

AlternativasVDC Voltaje promedio en la cargaYPFB Yacimientos Petrolíferos Fiscales de BoliviaWWF World Wildlife Fund

UnidadesBTU British Thermal Unitº C Grado CelsiusGJ Giga JouleGw Giga vatio (109 vatios)GWh Giga vatios horaKm KilometroKW KilovatioKWe Kilovatio EléctricokWp Kilovatio picokWth Kilovatio térmicoMJ Mega JouleMW MegavatioMWe Mega vatio EquivalenteMWh Mega vatio horaTCF Trillones de píes cúbicosTM Toneladas métricasWp Watio pico

Compuestos químicos CO2 Dióxido de CarbonoNOx Óxidos de Nitrógeno

Tasa de cambio: 1Euro = $US 1,42

Abreviaciones

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1 Información sobre Recursos Disponibles

1.1 SolarTodo el territorio de Bolivia está ubicado en una franja que recibe la mayor cantidad de radiación solar delplaneta. El promedio anual del país se estima en 5 kWh/m2 día, lo cual habilita su utilización en prácticamentetodo el territorio nacional.

Gráfico : Potencial Solar Global

Fuente: © 2010 3Tier

La Universidad Mayor de San Simón, ha presentado un mapa de radiación solar actualizado, el mismo que fuepreparado usando datos meteorológicos satelitales y validado localmente, con mediciones puntuales, lo cualha permitido ajustar los datos globales a la especificidad regional.


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Gráfico : Mapa de Radiación Solar Media Anual para Bolivia (kWh/m2*día)

Fuente: Proyecto de Energía Solar UMSS 2010

Como se puede observar, los niveles de radiación son aprovechables en todo el territorio de Bolivia y además,excepcionalmente altos en la región andina y el altiplano boliviano.


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1.2 EólicaComo se puede ver en el mapa eólico de Bolivia, el potencial disponible en determinadas localidades escomparable con los mejores emplazamientos del continente europeo.

Gráfico : Potencia Eólico comparado Bolivia Vs. Europa


Sin embargo, si bien a nivel macro el potencial esinteresante, lo que aún no se tiene es la identificaciónen terreno de los sitios de posibles emplazamientos,debido a la ausencia de mediciones de campo.

En 1990, dentro del Programa de RegionalizaciónEnergética de la OEA, se ejecutó el estudio de PlanificaciónEnergética Rural para Bolivia para el entonces Ministeriode Energía e Hidrocarburos. Este estudio permitió conocerque en Bolivia existe muy poca información sobre elpotencial eólico, especialmente aquella que cumple conun mínimo de condiciones acerca de: ubicación, alturade los sensores y calidad de los instrumentos.Normalmente, los datos sobre velocidad de vientoprovienen de estaciones agro meteorológicas y deaeropuertos, los cuales son puntuales (uno o dos datosen el día y a diferentes horas) y en alturas variadas.

Por otro lado, la diversidad geográfica de Bolivia impideun conocimiento exacto del potencial eólico, ya que éste

tiene una excesiva localidad y consiguientementealta variabilidad. En general, experiencias deaprovechamiento eólico se refieren a bombeomecánico de agua y generación eléctrica de pequeñaescala. Las áreas de instalación de bombas mecánicasmultipala desde hace unos 15 años atrás, se realizaronen Santa Cruz en las colonias Menonitas, en Oruro yen la zona de Uyuni en Potosí en base a diferentesproyectos.

A continuación se muestra una imagen del potencialeólico para Bolivia, en valores indicativos de W/m2.Si se considera que para uso doméstico y productivoes viable el aprovechamiento de la energía eólica apartir de 50 W/m2, es posible identificar zonasdistribuidas en el trópico y altiplano con regímenesde viento suficiente (Altiplano 154 W/m2 y SantaCruz 232 W/m2).


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Gráfico 4: Áreas de Potencial Eólico en Bolivia (W/m2). 1990

Fuente: Elaborado por ENERGETICA en base a datos de Planificación Energética Rural para Bolivia. MEH. 1990


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IDENTIFICACION DE AREAS

POTENCIAL EOLICOBOLIVIA

TítuloDIAGNÓSTICO PARA LA ELABORACIÓN DEL PLAN ESTRATÉGICO DE DESARROLLO DE LAS ENERGÍAS

ALTERNATIVAS EN BOLIVIA (2012 - 2020)FASE I



Ministro de Hidrocarburos y EnergíaJuan José Hernando Sosa Soruco

Viceministro de Electricidad y Energías AlternativasRoberto Peredo Echazú

Director General de Energías AlternativasJuan Manuel Gonzales Flores

Directora General de ElectricidadHortensia Jiménez Rivera

Equipo Técnico del VMEEAIng. Raúl Villarroel BarrientosAbog. Ximena Rodas Sanjinéz

Ing. Leonardo Jáuregui Ramírez

Consultores NIRASLic. Wolfgang Mostert

Ing. Jonas ValdimarssonIng. Miguel Hernán Fernández Fuentes

Ing. Juan Carlos Enríquez UríaIng. Javier Reynaldo Salinas Cardona

Av. Mariscal Santa Cruz esq. OruroEdif. Centro de Comunicaciones La Paz Piso 12

Casilla Postal: 4819Tel. 591-2-2374050 al 53

Fax 591-2-2141307La Paz – Bolivia

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El 2008 fue presentado un relevamiento del potencial eólico realizado utilizando bases de datos, imágenessatelitales y modelos de relieve topográfico del país, el cual fue realizado por la TDE (Transportadora deElectricidad) a través de la consultora 3Tier y apoyo del IFC. Esta iniciativa ha permitido contar con un mapaeólico que permite apreciar mejor los potenciales localmente disponibles de este recurso. Una imagen de lasvelocidades promedio anuales se puede ver a continuación.

Gráfico 5 : Mapa de Potencial Eólico en Bolivia. Velocidad Media Anual (m/s). 2008

Nota: Mayor información sobre el potencial eólico se puede ver en el informe de la TDE en www.tde.com.bo


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REPUBLICA DE BOLIVIA

VELOCIDAD MEDIA ANUAL

Elaboración del mapa conforme a datos del SENAMHI y TDE S.A.Procesado por: Earth Consultores Bolivia

Metodo empleado para la Interpolación: KrigingProyección: Universal Transversa de Mercator

Datum referencial: WGS 84Escala de Impresíón: 1:2.500.000

Nota: los límites departamentales/Internacionales se presentancon fines referenciales y no pueden considerarse oficiales

Enero 2008

1.3 HidroenergíaEl potencial hidroeléctrico de Bolivia alcanzaría a cerca de 40.000 MW (1) y se tendría explotado actualmenteun 1% del total del potencial existente. Un mapeo del potencial hidroeléctrico también fue desarrollado enel estudio Planificación Energética Rural para Bolivia de 1990, que se muestra a continuación.

Gráfico 6 : Potencial Hidroenergético de Bolivia. 1990

Fuente: Elaborado por ENERGETICA en base a datos de Planificación Energética Rural para Bolivia.MEH 1990.

En todo caso es importante resaltar la distribución de este potencial hidroeléctrico por cuencas. Así tenemosque la cuenca del Altiplano tiene un potencial de generación de 5.000 GWh/año; la cuenca del Amazonas135.000 GWh/año; y finalmente la cuenca del Río de La Plata 33.000 GWh/año, lo que totaliza 173.000 GWh/año.Esta cantidad de energía representa aproximadamente 28 veces el consumo eléctrico actual.

(1) Potencial Hidroenergético de Bolivia. G. Rico C. Taller Internacional de Hidrogeneración. VMEEA. La Paz 2009)



POTENCIAL HIDRAULICOBOLIVIA

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Para el caso del aprovechamiento de los recursos hidroenergéticos a escala mini y micro (por debajo de 1 MW),no existe la información suficiente que permita identificar este potencial.

En el mapa a continuación, se puede ver que existe una correlación importante entre aquella población ruralque carece de acceso a la electricidad y la disponibilidad de recursos hidroenergéticos (2).

(2) Rol e impacto socioeconómico de las Energías Renovables en el área rural de Bolivia, Miguel Fernández Fuentes, Serie Investigaciones de la PlataformaEnergética No 5, La Paz: CEDLA, octubre 2010. :

Gráfico 7 : Población sin Electricidad


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1.4 BiomasaDatos preliminares indican que el potencial de producción de biomasa es muy alto en las zonas delllano boliviano, principalmente del norte, noroeste y este, que incluyen a los departamentos dePando, Beni y parte de Santa Cruz; este potencial se basa en la valorización energética de pastizalesganaderos en desuso, barbechos y residuos vegetales de explotaciones agroforestales.

La escasez de biomasa en muchas zonas se torna crítica y el indicador más relevante de esta situaciónes el tiempo que se debe dedicar a la recolección, labor frecuentemente realizada por las mujeres yniños. En promedio se emplea un equivalente a más de una jornada completa por semana para larecolección de biomasa.

Un mapa de productividad de biomasa por regiones se muestra a continuación.


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Gráfico 8 : Productividad Anual de Biomasa en Bolivia (m3/km2/año). 1990

POTENCIAL BIOMASA

IDENTIFICACION DE AREASBOLIVIA

En todo caso, este potencial teórico tiene carácterindicativo, pues es necesario que dispongan detecnologías y de un marco institucional que permitesu aprovechamiento racional para el sector energético.

La situación que aparece en el sector agroindustrial,forestal y de residuos es diferente.

1.4.1 Agroindustrial

Tecnología de generación a biomasaEn ingenios azucareros la transformación de biomasaen energía eléctrica se realiza mediante el uso deturbinas que aprovechan la generación de vapor. Lospasos para la producción de energía eléctrica utilizandoel bagazo son:

- La generación de energía térmica mediante lacombustión de bagazo

- Generación de vapor de agua a presión en uncaldero con la energía térmica utilizada en lacombustión del bagazo

- Generación de energía cinética mediante el pasode vapor a presión por turbogeneradores.

- La energía cinética se transforma en energíaeléctrica mediante el uso de transformadoresy alternadores eléctricos.

Situación actual en Bolivia y potencial degeneración

En Bolivia existen cinco ingenios azucareros, de loscuales el más grande, Guabirá, está generandoelectricidad desde 2007. Actualmente Guabirá EnergíaS.A. contribuye 21 MW al SIN, a partir de una capacidadde molienda de 16.000 TCD (toneladas de caña pordía). Realizando un cálculo en base a la relación entrela capacidad de molienda y el potencial de generación,se estima que entre los cinco ingenios, existe unapotencial inmediato de aproximadamente 70 MWa nivel nacional. (Ver Tabla 10).

1.4.2 Industria Forestal

De cada tonelada de nuez con cáscara, 30%corresponde a nuez para la comercialización, por locual se supone que 70% corresponde a la cáscara.Actualmente, existe en el país la capacidad instaladapara procesar 43.400 TM /año, del cual el 70% sería30.380 t/año de cáscara. Asimismo, la cantidadc o s e c h a b l e / re c o l e c ta b l e d e c asta ñ a esaproximadamente 100.000 TM /año; si se aprovechara

todo este potencial, se generaría 70.000 TM /año decáscara. (Fuente: PROPER, ULOCEPI).

Con la capacidad instalada actualmente se podríagenerar 2 MW y al aprovechar toda la nuezrecolectable, se podría generar hasta 4.5 MW depotencia eléctrica.

En la actualidad, se estima que en el noreste del paísse producen alrededor de 15.000 TM de cáscara decastaña. Con esa cantidad de residuos y con lossistemas tradicionales, sólo se puede generar cerca a1 MW. En Riberalta hay alrededor de 6 empresasgrandes y otro tanto de pequeñas; todas ellas quemanla cáscara de castaña para generar vapor y calor queusan en sus operaciones cotidianas y lo hacen conrendimientos muy bajos. Finalmente, una cantidad decáscara de castaña que les sobra la venden a laCooperativa de Electricidad de Riberalta, CER. (Fuente:Comunicación del CPTS).

1.4.3 Residuos

Tecnología de generación a biogásLa instalación de un sistema de recolección de gas enun relleno sanitario incluye el uso de pozos de gasperforados instalados de forma vertical y horizontalpara la extracción de los gases; y, un sistema de tuberíasque conecta a una tubería principal que conduce elgas a la planta de extracción o a la llama de quemado.El sistema funciona a una presión un poco más bajaque la atmosférica, mediante aspiradoras que extraenel gas de los pozos por medio del sistema de tuberíashacia el sistema de generación de energía eléctrica.La generación de energía eléctrica requiere un sistemade pre-tratamiento del gas para su uso en el generador,luego la generación se la realiza mediante generadoresadaptados para el uso de biogás.

Situación actual en Bolivia y potencial de generaciónEn Bolivia, existen cuatro ciudades que cuentan conrellenos sanitarios de tamaño significativo (La Paz, ElAlto, Cochabamba y Santa Cruz), de los cuales doscuentan con estudios del potencial para la captura yquema de metano, y uno ya está registrado comoproyecto de captura y quema de metano bajo elMecanismo de Desarrollo Limpio, MDL. En base aestos estudios, y tomando el volumen de residuossólidos dispuestos a la fecha en los otros dos rellenos,se ha estimado que a nivel nacional se generan 8.322


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toneladas de metano por año que se descargan a laatmósfera como emisiones fugitivas y en algún casoson quemadas en quemadores artesanales.

Hasta la fecha, no existe ningún proyecto degeneración de energía eléctrica en rellenos sanitariosen Bolivia, sin embargo, para fines de este diagnóstico,se evaluaron 5 proyectos en Latinoamérica registradosbajo el MDL para estimar la generación promedio deenergía. De esta manera, se estimó que se puedengenerar 5 MWh por tonelada de metano; bajo estesupuesto, se podrían generar 42 GWh/año a partir delos cuatro rellenos sanitarios; para una operación de16 horas por día, se estimó una potencia aprovechablede 7 MW.

Plantas de tratamiento de aguas residualesPara capturar el biogás, las lagunas son cubiertas congeo-membranas de polietileno de alta densidad,posteriormente el gas que se genera es recolectadopor un sistema de tuberías de succión con sellohidráulico, a partir del trabajo de bombas. Este gasposteriormente es llevado a una cámara para serlimpiado de impurezas y después a través de tuberíasde impulsión es llevado a un medidor de flujo. Lageneración de energía se la realiza mediantegeneradores eléctricos adaptados para el uso debiogás.En Bolivia, existen tres ciudades que cuentan conplantas de tratamiento de aguas residuales de tamañosignificativo (El Alto, Cochabamba y Santa Cruz), delos cuales todos cuentan con Documentos de Diseñode Proyecto (PDDs) formulados como proyectos decaptura y quema de metano; sin embargo ningunoestá registrado como proyecto MDL. En base a estosPDDs, se estima que a nivel nacional se genera 4694toneladas de metano por año.

Dado que no existen proyectos de generación deenergía eléctrica en plantas de tratamiento de aguasen Bolivia, se evaluaron proyectos parecidos de otrospaíses latinoamericanos registrados bajo el MDL paraestimar la generación promedio de energía. Esimportante mencionar que no existe ningún proyectoen la región de generación de electricidad en unaplanta de tratamiento de aguas residuales domésticas. Por esta razón, se consideraron como similaresproyectos de tratamiento de excretas de animales ytratamiento de aguas residuales de la industria del

aceite de palma. De esta manera, se estimó que sepuede generar 5,8 MWh por tonelada de metano.En base a este dato, se concluye que se podría generar27 GWh/año a partir de las tres plantas de tratamientode aguas mencionadas. Tomando en cuenta que enlos proyectos considerados se genera energía duranteaproximadamente 10 horas por día, se estimó quee x i s t e u n a p o t e n c i a a p ro v e c h a b l e d eaproximadamente 9,3 MW.

1.5 Conclusión GlobalA seguir se resumen las siguientes conclusiones decarácter global con relación a la disponibilidad derecursos energéticos renovables en Bolivia.

Recurso solar. Es el recurso energético más extendidoen todo el país, salvo algunas regiones clasificadascomo pie de montaña (que tienen altos índices denubosidad), el recurso solar se puede aprovechar entodo el territorio nacional. Sin embargo se debe hacernotar que el Altiplano boliviano tiene una situaciónexcepcional debido a su altura, pues la radiación solarque recibe esta porción del territorio, puede ser hastaun 30% más que el promedio nacional. En estascondiciones se puede afirmar que pensar en laproducción de energía eléctrica a gran escala conplantas situadas en el altiplano tendrían unrendimiento excepcional, debido a dos factores quese suman en este caso: a) el alto valor de la radiaciónsolar; y, b) la baja temperatura ambiente queincrementa la eficiencia de los paneles fotovoltaicos.El aprovechamiento térmico puede realizarse en todoel país sin excepción.

Recurso biomasa. El aprovechamiento de los recursosde biomasa es factible (sin entrar en procesos deexplotación de bosques, o realizar plantaciones quesignifiquen una competencia con la producciónalimentaria) en el siguiente orden de prioridad:

- Residuos de la industria azucarera (bagazode caña) que significan un volumenimportante y que ya está disponible en losingenios azucareros. Su utilización puedesignificar la generación de electricidad parainyectar al SIN

- Residuos de industria de castaña (cáscara decastaña), al igual que el bagazo es un


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subproducto de la agroindustria castañeraen el norte del país que puede seraprovechado con relativa intensidad paragenerar electricidad e inyectar en las redesde los sistemas aislados que usan dieselactualmente.

- Residuos de la industria forestal (aserrín,viruta, cortezas, etc.) que pueden ser dirigidos a generar energía eléctrica ymecánica, para los mismos aserraderos queactualmente usan diesel.

- Residuos urbanos y lagunas de oxidación. Eneste grupo se considera que al menos existen 4 rellenos sanitarios de las principalesciudades de Bolivia, también se consideraalgunas lagunas de oxidación existentes y laslagunas mismas de los ingenios azucareros.

En todo caso se debería trabajar en un inventario deotro tipo de residuos agroindustriales como ser lacascarilla soya, de arroz o en el caso del girasol, etc.,que podrían ser también susceptibles de utilizaciónpara la generación de electricidad aunque a menorescala.

Recurso hidráulico. La Empresa Nacional deElectricidad, al ser una entidad estratégica del Estado,desarrolla los proyectos referidos a los recursoshidráulicos, en particular a gran escala. En ese sentido,solamente se puede ratificar la importancia deldesarrollo de los recursos hídricos cuidando lasostenibilidad de los mismos. Por otro lado, existe unpotencial grande a nivel de aprovechamiento depequeños y medianos recursos, que no aparecen enlos proyectos actuales . S in embargo e laprovechamiento de estos recursos, que podrían serrelativamente importantes, se ven limitados ante lafalta de una estrategia de estudio, evaluación yaprovechamiento de recursos hídricos más orientadaa estas pequeñas aplicaciones.

Recurso eólico. El potencial eólico aún tieneincertidumbre en su cuantificación, debido a que se

debe confirmar la consistencia de los datos en lasregiones con mayor potencial con mediciones directas. La variada geografía del país hace que en algunoskilómetros pueda cambiar radicalmente las velocidadesde viento. Esta situación acentúa más aún la necesidadde validación local con mediciones puntuales en loslugares que se planifique su aprovechamiento.

En relación al potencial eólico en el Altiplano, la bajadensidad del aire puede significar un reducción deaproximadamente 30% o más en la potenciaaprovechable; entonces, para la planificación deparques eólicos, esta situación puede desincentivarsu explotación. De la evaluación del recurso eólico sepuede ver que lo técnicamente aprovechable, tieneun nivel de incertidumbre aún alto, por lo que esnecesario desarrollar un programa de medicionesitinerante que permita identificar los lugares con altopotencial, para confirmar los mismos. En general elrecurso tiene muy alta variabilidad a nivel del territorionacional. Se identifican corredores de viento, en loscuales podría ser posible realizar la explotación deeste recurso en condiciones óptimas. Estos corredoresestán ubicados en las siguientes áreas:

1. Sudeste del Departamento de Santa Cruz enuna zona de orografía llana y con densidades de aire elevadas;2. Corredor Oeste – Este, en un eje La Paz-Cochabamba-Santa Cruz;3. Corredor Norte – Sur, en un eje La Paz-Potosí-Uyuni;4. Sud oeste del departamento de Potosí, en elárea de influencia Laguna Colorada.

El aprovechamiento de los recursos renovables parala producción de electricidad a gran escala, es decira través de los grandes proyectos seguirá su curso(como en el caso hidroeléctrico), sin embargo se notala ausencia de estrategias específicas para elaprovechamiento de recursos renovables a medianay pequeña escala, tanto para su aprovechamientolocal y descentralizado co mo también para alimentaral SIN.


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2 Identificación de Tecnologías

El desarrollo tecnológico es bastante dinámico y másen el campo de las energías renovables. Sin embargo,no todas las tecnologías que se pueden encontrar enreferencias bibliográficas o catálogos de empresas,están suficientemente desarrolladas para su utilizaciónsin riesgo, sobre todo en programas que podrían seralentados por el sector público. Así, se puede distinguirclaramente a:

· Tecnologías que están disponibles en el mercadolocal y cuentan con una serie de atributos quegarantizan su empleo sostenido;

· Tecnologías maduras y listas para su empleo perono se encuentran en el país;

· Tecnologías en prueba con potencial a medianoplazo.

2.1 DisponiblesEn ese sentido, para realizar un inventario tecnológicode soluciones basadas en energías renovables, sedefine como tecnologías de energías renovablesdisponibles en el país a aquellas que cumplan conlas siguientes condiciones:

- Disponibilidad local de los equipos, repuestos

- Conocimiento por parte de personal local para sumanejo, instalación, operación y mantenimiento

- Producción local o al menos capacidad dereparación local y con las capacidades técnicasdisponible en el país y sobre todo en ciudadesintermedias

- Garantías de los proveedores de la tecnología hacialos usuarios finales, de manera que en caso defallas sea posible obtener un recambio de losmismos.

- Experiencias de aplicación locales positivas a nivelexperimental y difusión aunque sea a escalapequeña.

Entonces, se puede definir como tecnologíasdisponibles localmente, aquellas que habrían tenidoun cierto recorrido en la curva de aprendizaje y deintroducción de tecnología

Estas restricciones hace que las tecnologías que sepromuevan, apuntalen a que los usuarios accedan aun suministro sostenible de energía sostenible,limitando la difusión de aquellas soluciones de tipoexperimental, pues no sería responsable el generarexpectativas que no se cumplan, con los gruposcarentes de energía.

De esta manera, entre las principales opciones deenergías renovables disponibles en el país, con unaprovisión local de equipos, servicios, garantías yexperiencias positivas en su aplicación se puedenmencionar las siguientes.

2.1.1 Sistemas FotovoltaicosLos sistemas fotovoltaicos, convierten la radiaciónsolar directamente en electricidad de corrientecontinua de 12 V, la misma que podría ser trasformadaen electricidad de 220 V si se desea. Estos sistemaspueden abastecer las necesidades de una familia rural,pero también accionar bombas de agua, equipos deradiocomunicación o computadoras. Es decir todo loque requiera energía eléctrica. Sin embargo por elalto costo que tienen, su utilización esta focalizada enusos que requieren pequeñas cantidades de energía,pero de manera confiable y segura.

Actualmente se estima en unas 30.000 unidadesinstaladas en diferentes aplicaciones (viviendas,escuelas, postas, bombas de agua, telecentros, etc.)en todo el país. Bolivia tiene uno de los proyectosmás grandes de la región en electrificación fotovoltaicaque fueron desarrollados por el proyecto IDTR delVMEEA. Los mecanismos utilizados hasta el momento,una combinación de subsidios y micro crédito hanresultado eficaces. La transferencia de la propiedadal usuario final y su responsabilidad por lasostenibilidad, cuando existen masas críticas deinstalaciones, favorecen la creación de microempresasde servicios para esta tecnología. Lo importante parasu implementación es el disponer de mecanismoscontinuos y establecidos para el financiamiento de


(3)

(4)

(5)

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(3) La redacción de este punto y el 2.1 se realiza en base a la información del documento “Rol e impacto socioeconómico de las Energías Renovables en elárea rural de Bolivia, Miguel Fernández Fuentes, Serie Investigaciones de la Plataforma Energética No 5, La Paz: CEDLA, octubre 2010”(4) Diagnóstico y Desafíos del Sector Energético Boliviano. ENERGETICA – WWF. 2010(5) Es decir que existe el conocimiento, los recursos y medios locales como para que la tecnología preste los servicios para los cuales ha sido diseñada.

los componentes de subsidio necesarios dirigidos alos pobladores rurales.

A excepción del módulo fotovoltaico, toda la tecnologíaes producida localmente, e inclusive Bolivia es unexportador neto de reguladores de carga, lámparaseficientes de 12 VDC, conversores de voltaje y bateríaspara SFV teniendo una presencia reconocida en lospaíses limítrofes, Centro América y últimamente enMéxico.

En el caso de instalaciones pequeñas conectadas a lared (1kWp a 3 kWp), existen experiencias ya validadasque muestran la solidez de la tecnología.

2.1.2 Sistemas Termo-solaresLos sistemas termo solares, que convierten la radiaciónsolar directamente en calor y normalmente se utilizapara el calentamiento de agua. La tecnología estádisponible a través de microempresas y su construcciónes completamente local.

Actualmente se instalan aproximadamente 400unidades/año y se estima en más de 3000 unidadeslas instaladas y en funcionamiento. Al menos existenunas 10 microempresas en todo Bolivia, que trabajancon estas tecnologías, desde hace más de 20 años yexiste un gran potencial de difusión; habiendoincorporado nuevos materiales aislantes, cobre,aluminio y acero inoxidable, estos equipos están dandoun salto tecnológico importante. Los sistemas másutilizados son aquellos de convección natural queaprovechan el efecto termosifón, aunque tambiénexisten sistemas de flujo forzado, con controleselectrónicos de temperatura y monitoreo. Losproyectos ejecutados tienen diferentes escalas dedomesticas a industriales de producción de variosmiles de litros/día de agua caliente.

Adicionalmente existe tecnología importada disponiblecomo ser en tubos al vacío (con una vida útil de 5 a 8años), colectores de plástico para calentamiento depiscinas y otros sistemas termo solares integrados dediferentes industrias.Las dificultades para la expansión de esta tecnología

se encuentran fundamentalmente en la desconfianzade la gente por la tecnología, la inexistencia demecanismos de financiamiento que permitan romperla barrera de la inversión inicial. Las actuales línea decrédito consideran a estos sistemas como equipossusceptibles de un crédito de consumo el mismo quecon sus altas tasas de interés inviabiliza la rentabilidadde esta tecnología. Por otro lado, los créditos bancariosa pesar de ofertar tasas menores, no están diseñadaspara esta tecnología pues las condiciones y costos detransacción son demasiado altos en relación al costodel equipo.

2.1.3 Secadores Solares de AlimentosLos secadores solares para alimentos aprovechan elefecto invernadero se puede utilizar ampliamente enel deshidratado de diferentes productos que requieranconservación. En este caso también la tecnología estádisponible a través de microempresas y su construcciónes completamente local.

Esta tecnología ha sido el caso de varias empresascampesinas, para quienes ha sido decisiva su empleopara lograr niveles de productividad importante ytambién para caracterizar su producto y diferenciarlopositivamente por la utilización de energía solar.

2.1.4 Aerogeneradores de Pequeña Potencia

Hasta el momento, las experiencias se concentran enla instalación de sistemas eólicos de forma aislada,donde, al igual que en los sistemas fotovoltaicos seutilizan baterías para almacenar la energía generada.Y en la mayoría de los casos se utilizan equipos en 12V DC. Las instalaciones actuales tienen una potenciaentre 200 W y 400 W y casi llegan al centenar, sonequipos importados, pero los elementos como lastorres, la instalación, operación y mantenimiento sondisponibles a nivel nacional. Aerogeneradores depequeña potencia (hasta 5 kW), el equipo central degeneración de electricidad es importado.

A pesar de la relativa simplicidad de la tecnología, elproblema para una expansión es la falta de informaciónpuntual sobre el potencial eólico en Bolivia así comola excesiva localidad del recurso.

(6) No se incluye equipos como el inversor, debido a que este producto no es exclusivo para sistemas fotovoltaicos.(7) Generador Fotovoltaico Conectado a la Red. Experiencia piloto. ENERGETICA - ELECSOLRURAL -CYTED2009

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(9)

(10)

(8) Los créditos de consumo consideran, normalmente, tasas de interés entre el 18% y 30% anual.(9) Viabilidad técnica y económica de la energía solar y eólica en actividades económico-productivas en comunidades indígenas y campesinas. ENERGETICA 2010. CIPCA Santa Cruz - Bolivia(10) El mapa eólico elaborado por la TDE refleja el potencial a 80 metros de altura. Sin embargo aerogeneradores pequeños estarán siempre instalados a una altura por debajo de los 20 metros.

La energía eólica sigue siendo la menos explotadahasta el momento, tanto por falta de conocimientodel potencial real en el país, como también por faltade una oferta activa en éste sentido. Sin embargo, enesencia el rezago que tiene esta tecnología es productode la ausencia de impulso a las aplicaciones pequeñasque podrían darse en determinadas situaciones, lacondicionante de que solamente tener medicionesexactas posibilita su aplicación y, a nivel general elimpulso que reciben solamente los grandes parqueseólicos de varios mega watts de potencia.

2.1.5 Micro Centrales HidroeléctricasLas micro centrales hidroeléctricas (MCH), aprovechancaudales de agua existentes y desniveles geográficosy permiten generar electricidad, con mínimos impactosambientales y máximo embalses de regulación diaria.Aquí la tecnología está disponible y manejablelocalmente. Al momento existen más de 50 MCH´sen operación que sirven aproximadamente a 6.000familias y que tienen potencias instaladas entre 30kW y 500 kW, totalizando casi 4,5 MW instalados. Latecnología de generación micro hidráulica es manejabley reproducible localmente, desde el diseño de lasplantas (en sus componentes civil, mecánico yeléctrico), la construcción, instalación, operación ymantenimiento. Existen capacidad de fabricación deturbinas de tipo Pelton, Banki y Francis, para potenciaspor debajo de 1 MW, asimismo los sistemas de controlelectrónico y regulación de velocidad son locales. Elúnico elemento importado es el generador eléctrico.

Sin embargo, para el despegue de las MCH se hacenecesario el disponer de mecanismos de pre inversiónpermanente, así como un programa de inversiónactivo. Los proyectos de MCH actualmente tienen unperiodo de duración de 4 años como mínimo entresu identificación y la concreción del financiamiento ysu construcción. La razón es que no existe unmecanismo permanente de soporte para el desarrollode estos emprendimientos.

2.1.6 Cocinas de LeñaLas cocinas eficientes de leña, con modelos que vandesde la autoconstrucción con materiales como adobey ladrillo, hasta la disponibilidad de cocinas metálicascon quemadores cerámicos, tienen un manejo de la

tecnología y el conocimiento completamente local.Existen ya varios miles de unidades que se hanimplementado.

2.1.7 BiodigestoresHace casi 20 años atrás se inició la tecnología de labiodigestión anaerobia en Bolivia. Sin embargo, porla limitación técnica de la época, los equipos seconstruían con materiales convencionales y unbiodigestor familiar alcanzaba a un costo entre 3.000$US y 4.000 $US. Actualmente, los biodigestores, conuna nueva tecnología basada en el uso de plásticos,han bajado en casi 10 veces sus costos y ha iniciadoun proceso de difusión que permite prever un usoamplio.

Transformando los desechos orgánicos en energía(biogás) y biofertilizantes además de ser una alternativareal para el tratamiento de desechos orgánicos, losbiodigestores tienen un amplio campo de aplicaciónen el área rural, sobre todo en familias que tienenpequeños hatos de ganado. Solo en el pasado año sehan instalado casi 500 de unidades domésticas.

2.2 PotencialesEn esta categoría se enumeran las tecnologías quetienen un potencial de introducción en el país que sondisponibles internacionalmente y que ya son madurasy confiables, por tanto el riesgo de introducción seminimiza y tienen buenas perspectivas en la ejecuciónde proyectos piloto.

2.2.1 Tecnologías de Concentración Solar (TCS)Una planta de energía solar concentrada consta dedos partes

1. Una que recoge la energía solar (un concentradorque captura y concentra la radiación solardirecta) y la convierte en calor (a través de unreceptor que absorbe la luz solar concentrada yla transfiere en energía térmica) y

2. Otra que convierte la energía térmica enelectricidad.


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(11) Informe preliminar “Apoyo a Operadores de MCH´s en Bolivia”. Proyecto EASE – ENERGETICA 2010(12) En las cuatro plantas termo-solares en el mundo (en India, Egipto, Marruecos y México) se utiliza la primera parte, una planta solar de 20 MW para laco-generación de vapor en una planta de generación a gas.

(11)

(12)

Algunos sistemas utilizan un procedimiento de salesfundidas como medio de almacenamiento térmicopara extender la operatividad diaria del sistema ypermitir la generación de electricidad también duranteperíodos nublados o durante la noche.

Las tecnologías más comunes de TCS necesitan aguade refrigeración. Este requisito puede hacer imposiblesu aplicación en zonas secas.

La tecnología de concentración solar (TCS) se componede tres sistemas diferentes.

El sistema de concentradores cilindro-parabólicos,comúnmente conocido como la "huerta solar" (solarfarm), utiliza espejos parabólicos para reflejar la luz

del sol a tubos. Espejos móviles con geometríaparabólica concentran la radiación solar sobre unsistema receptor (tubos especiales de cristal). Laradiación aumenta la temperatura de aceite sintéticocomo fluido de trabajo que circula dentro el sistemareceptor. Por medio de un intercambiador de calor seproduce vapor de agua sobrecalentado que por suparte mueven unas turbinas de vapor (ciclo Rankine).

El sistema de antena parabólica /" disco parabólico”(dish engine system) recoge la luz del sol a través deuna ronda de colectores solares parabólicos, pequeñasunidades independientes con reflector parabólicohabitualmente conectado a un motor Stirling situadoen el foco, que genera la electricidad. Véase la fotoabajo.

El sistema de "torre de energía" utiliza uncampo de helióstatos que siguen laposición del sol en todo momento yorientan el rayo reflejado hacia el fococolocado en la parte superior de una torremontado en el centro del parque queutiliza de vapor saturado o aire comprimidoque es inyectado directamente en unaturbina de gas operando según un ciclotermodinámico Brayton.


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La planta más grande en construcción o en preparaciónde construcción es la planta de generación de MadinetZayed de los Emiratos Árabes Unidos que tiene 100MW.

2.2.2 EólicaA fines del año 2011 la capacidad instalada de energíaeólica será de 200 GW a nivel mundial, la mayor parteen la China que está instalando más que 10 GW poraño.

El factor de planta de las capacidades instaladas varíade 15% a 50%. El factor depende de la calidad delrégimen de viento. La cantidad de energía que elviento lleva aumenta en un factor de dos a medidaque aumenta su velocidad y es proporcional a la masade aire que pasa por el plano de la zona barrida porlos rotores. Como la potencia es la energía (trabajo)que se produce en un periodo de tiempo dado, lapotencia del viento aumenta en un factor de tres conel aumento en la velocidad del viento.

Las turbinas modernas comienzan a producir energíaa partir de una velocidad de viento de 3,5 metros porsegundo y llegan su producción máxima de generacióna partir de una velocidad de 11 metros por segundo.Una vez que la velocidad llega a 25 metros porsegundo, la turbina se para por razones de protecciónde la turbina.

La configuración de la mayoría de las turbinas eólicasactualmente disponibles es de eje horizontal, conrotor de tres palas, orientación contra el viento, y unsistema de viraje activo que mantiene el rotororientado hacia el viento. La diferencia más grandeestá en el tipo de generadores que se utilizan:generadores de imanes permanentes (direct drive) ygeneradores que utilizan engranajes.

Las turbinas a escala comercial son turbinas de medioy gran tamaño cuyo rango va de 500 kW a 7 MW. Losrangos hasta 2 MW sirven para parques eólicosinstalados sobre tierra, los tamaños más grandes sonpara instalaciones en el mar. Para Bolivia muyprobablemente el tamaño de 1.5 MW es el tamañomás adecuado. El tamaño de los rotores de 2 MWplantearía problemas muy grandes en el transporte.

2.2.3 Tecnologías de Uso de BiomasaEn el uso de la biomasa, existen una serie detecnologías desarrolladas a nivel internacional, peroaún no desarrolladas completamente en el país (ver

anexo II). Así se puede ver que existen:

- Tecnologías de aprovechamiento de la biomasapara generar electricidad ya sea a través del usodirecto de desechos forestales o pelets, paraalimentar gasificadores que permiten aprovecharcon una mayor eficiencia la biomasa enprocesos de accionamiento de motores - tienenun alto potencial.

- Los bioaceites que orientados a la escala local y para la atención de demandas energéticas,aisladas, dispersas, bajo la forma de producciónde aceite vegetal (y no producción de biodiesel oetanol) que sirva como combustible. De antemanose descarta opciones como el biodiesel a granescala, pues actualmente no generan un cambio sustancial en la matriz energética, sino más bienla vuelven más inestable, porque la ecuación deproducción – uso de la energía, es completamentedesfavorable al medio ambiente, y a la producciónde alimentos.

El empleo de la biomasa para producir electricidadpuede ser importante en el norte del país, donde seha visto que existen la mayor cantidad de sistemasaislados que utilizan diesel, un combustible caro,contaminante, e importando y que exige fuertessubsidios para mantener su precio.

Con el fin de responder a una demanda de pequeñasunidades de energía de biomasa centralizada, hansido identificadas en Bolivia las siguientes trestecnologías alternativas: i) gasificación con motoresdiesel, ii) gasificación con motores Stirling y iii)incineración de la biomasa en combinación conmotores de vapor. Estas tecnologías se describen másen anexo.

Considerando que estas tecnologías se centranprincipalmente en la producción de energía basadaen los residuos de los productos de biomasa, caberesaltar que, siempre que sea posible, el uso directode biomasa para satisfacer la demanda de calor es lasolución menos costosa. Aquí se puede mencionarla utilización de cáscaras de castaña como combustiblepara las máquinas de procesamiento de la nuez decastaña (es decir, la caldera) o con fines de secado.

La gasificación de la biomasa está todavía en desarrolloy hablando conservadoramente sólo ha producidocomercialmente tecnologías de plataforma basado enun tipo reducido de combustible de biomasa (porejemplo, virutas de madera) que puede producir el

(13) El factor de planta (también llamado factor de capacidad o factor de carga) de una central eléctrica es el cociente entre la energía real generada por lacentral eléctrica durante un período (generalmente de forma anual) y la energía generada si hubiera trabajado a plena carga durante ese mismo período,conforme valores nominales de la planta.


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(13)

gas con una calidad (grado de pureza) que permita lautilización en el interior de motores de combustión yturbinas de gas. Sin embargo, las tecnologías degasificación de hoy pueden ofrecer solucionescomercialmente disponibles que producen gases quepueden quemar directamente para producir calor (porejemplo, en cámaras de combustión) que luego puedenser utilizados para producir electricidad a través de,por ejemplo, turbinas de vapor o motores Stirling. Lasturbinas de vapor normalmente requieren unidadescentralizadas bastante grandes, de más de 10 MW depotencia y está inmediatamente fuera del ámbito deaplicación de la presente evaluación mientras que elsegundo está disponible en una escala pequeña, comose indica en el anexo.

La combustión directa de cáscaras de nuez de castañapuede ser un problema debido a la baja eficiencia yalta emisión de humo. A través de la gasificación, lasconchas pueden ser convertidas a gas que alimenta aun quemador que suministra agua caliente a la fábricade castañas.

La ventaja del proceso de gasificación de corriente

ascendente es que los residuos de biomasa nohomogénea se convierten en un gas homogéneo conun nivel considerablemente más elevado de aplicación.

2.3 Costos de Generación2.3.1 Metodología: costos económicos

de generación y previsiones de laevolución de costos

Para la evaluación comparativa de los costos degeneración de proyectos de energía se calcula

normalmente (i) el costo económico, (ii) el costofinanciero, y (iii) el costo financiado de la producción.El costo económico incluye todos los costos negativosexternos (sobre todo el costo de las emisiones); elcosto financiero incluye los costos del mercado, esdecir incluyendo impuestos; el costo financiado tomaen cuenta el costo específico del financiamiento (capitalpropio y préstamos), es decir el costo de producciónreal para un inversionista privado.

Para los fines de la política energética, es suficientecalcular los costos económicos. En Bolivia el costo delas emisiones de CO2 es el costo externo másimportante de las plantas de diesel (el ruido es otro)y de gas natural. Debido a que el Gobierno de Boliviano tiene previsto monetizar los costos de las emisiones,no se incluye el valor de las emisiones ni en el cálculode los costos de producción convencional, ni en elcálculo de los beneficios de la energía renovable.

Debido a esto, los costos económicos son idénticos alos costos financieros de las tecnologías de energíarenovable y a los costos de la energía convencionaluna vez que el Gobierno de Bolivia tome la decisiónde eliminar los subsidios a los precios de combustibles.

Como regla de oro se puede decir de que el costofinanciado de los proyectos de energía renovable es40% (grandes proyectos) hasta 60% (pequeños ymedianos proyectos) superior al costo financiero.


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Wood Chips

Waste Wood

Pyrolysis Oil

Biogas

Other Waste

CombustionChamber

StirlingEngine

Electricity

GridConnected

Off-Grid

DistributedGeneration

Cooling

Water-borneHeating

Heating


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Teóricamente, la tasa de descuento a utilizar para loscálculos económicos es equivalente al costo deoportunidad del capital en Bolivia: la tasa interna deretorno de las inversiones marginales que se puedehacer con el capital disponible en el país. El BancoMundial utiliza una tasa de 10% a 12%. Una tasa altaperjudica la competitividad de energía renovabledebido al alto peso del costo de inversión en el costototal de producción. En la medida en que no se tomanen cuenta los beneficios ambientales de la energíarenovable, la tasa de descuento utilizado es de 6 porciento.

Costo económico referencial: generación deelectricidad a partir de gas natural y de diesel

La generación de electricidad utilizando tecnologíasde energía renovable reemplaza la generación deplantas de gas (en el SIN) y la producción degeneradoras a diesel (en las redes aisladas). Debidoa los subsidios a los precios del gas y del diesel en lasplantas de generación, se hace necesario identificarlos precios económicos de los combustibles.

Para el cálculo del costo de producción en las plantasde gas, se utiliza el promedio de los precios deexportación de gas, es decir $US 8 por millón de BTU. El precio es equivalente a $US 303 por 1000 metroscúbicos de gas (1 metros cúbico = 40 MJ; 1 millón BTU= 1,055 GJ).

Para el cálculo del costo de producción de una plantaa gas, se utilizó los siguientes supuestos: costo de

inversión = $US 800/kW; factor de planta = 85%; vidaútil = 30 años; costo de operación anual sincombustible = 8% al costo de la inversión inicial;eficiencia de conversión = 45%. El costo de producciónllega á 8,4 $US centavos por kWh (=5,6 eurocentavos).El costo financiero al precio subvencionado de gas es2,8 $US centavos por kWh (=1,9 eurocentavos).

Para el cálculo del costo de producción de una plantaa diesel, se utilizó los siguientes supuestos: (i) En mayo2011, el costo ex-puerto de exportación del diesel enel mercado internacional era $US 700/ toneladamétrica para la calidad IFO180, se estima que loscostos de trámites y de transporte hasta las plantasde generación en Bolivia añaden otro 30 por cientoal precio; (ii) costo de inversión = $US 1.700/kW; (iii)factor de planta = 70%; vida útil = 15 años; costo deoperación anual sin combustible = 5% al costo de lainversión inicial; consumo de combustible = 0,26litros/kWh. El costo económico de la generaciónllega a 24 $$US centavos por kWh (=16,3eurocentavos).

La curva de aprendizaje para nuevas tecnologíasLos precios de “tecnologías nuevas” bajan másrápidamente durante el tiempo que los precios de“tecnologías maduras” utilizadas para fines similares. El precio real (evolución en el precio nominal menosla tasa de inflación) de nuevos modelos de unatecnología madura baja en promedio 1 a 1,5 por cientopor año. Tecnologías nuevas, que encuentran unmercado en crecimiento, bajan mucho más. Debidoa esto, el estado de nuevas tecnologías de energía semueve durante el tiempo de una posición de "semi-comercialidad" (requiere subsidios para encontrar unmercado) hasta un estado de “competitividad libre”en los mejores de los casos. Las tecnologías en Boliviacomprenden tecnologías maduras (hidroelectricidad,biogás), tecnologías semi-maduras (eólica, energíasolar fotovoltaica), tecnologías entre casi-comercialy la fase de introducción" (gasificación de biomasa)y tecnologías en la "fase de introducción" (energíasolar concentrada). Debido a las perspectivas de uncambio en los precios absolutos y relativos duranteel tiempo se calcula para las tecnologías semi-maduras

Tabla 1 : Precios de Gas

Fuente: NIRAS, en base a nota de la Prensa nacional, Abril 2011


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y nuevas dos precios de producción: uno para el año2013 y otro para el año 2020. La previsión de lareducción de costos se basa sobre estimaciones deingeniería y sobre la teoría de “la curva deaprendizaje”. La curva postula una relación entre elritmo de la reducción de costos de una nuevatecnología y el crecimiento en el mercado de latecnología. El gráfico (del sexto programa deinvestigación de la UE) muestra para la energía eólicay para las turbinas de gas una reducción de 20% enel costo de generación para cada duplicación delmercado hasta una capacidad instalada de10 GW,después por cada duplicación de las ventas anualesse ve una reducción de 10% en los costos. El costode producción por MWh de la energía eólica (para unrégimen de viento determinado) bajó 75% entre 1980a 2000; después, el ritmo de reducción de costos se

ralentizó. El costo de de la energía solar fotovoltaicatenía una evolución similar.

Todas las previsiones económicas son inciertas.Factores de coyuntura pueden temporalmentecambiar la evolución en los precios. Los precios delas turbinas subieron debido a tres factores de presióneconómica: fuertes aumentos en los precios demetales, escasez de capacidad en la fabricación deturbinas de viento (particularmente paracomponentes) y la consolidación de la industria deturbinas eólicas, que hasta entonces había operadocon márgenes de beneficio estrechos.

Entre 2003 y 2006, el precio por MW instalado enEgipto y en Marruecos aumentó de 0,9 millones deeuros a 1,5 millones de euros. Los precios de la energíafotovoltaica subieron debido al alza extremamenterápida de la demanda alemana y española que condujoa una escasez de silicio y creó un “mercado de oferta”. En 2002, el precio del sistema llave en mano para laconstrucción integrada de la energía fotovoltaica enla UE fue de 4,5 a 5,3 euro/W. En 2007 el precio llegóa 7 euro/W.

2.3.2 Sistemas fotovoltaicos aisladosLa estructura de costos de la energía solar en sistemasfotovoltaicos aislados de potencia tipo de 55 Wp (eltamaño más difundido en Bolivia) se muestra en elcuadro siguiente; para estos costos se calculó el costoanual equivalente (CAE) usando una tasa de descuento

del 6%. Considerando los diferentes valores deradiación solar en Bolivia, se ha calculado el costo deproducción de energía a nivel de uso final(considerando las pérdidas de almacenamiento ydistribución). Así se puede ver que el costo de laenergía fotovoltaica estaría entre 1,86 $US/kWh y1,14 $US/kWh (=1,24-0,76 euro) para rangos deradiación solar entre 4 y 6,5 kWh/m2/día.

(14) BIPV. Building Integrated PV.

Tabla 2 : Costos Típicos para un Sistema Fotovoltaico Doméstico del tipo 55 Wp

(14)

(15) Si bien el costo por kWh producido es alto, comparando con la red eléctrica u otras opciones, en el caso de sistemas fotovoltaicos aislados, normalmentela comparación se realiza a nivel de inversión total (por ejemplo la extensión de la redes rurales tiene un costo de $US 1300 por conexión nueva).

(15)


31

Gráfico 8 : Costo de Energía Sistemas Fotovoltaicos Aislados 55 Wp

2.3.3 Energía solar para autoconsumo yventa a la red

El potencial solar en Bolivia para la generación deelectricidad con sistemas fotovoltaicos para inyectarlaa la red, es altamente ventajosa si se compara laproducción de una planta de 1 kWp en diferentes

ciudades del mundo. Una instalación en La Paz esmucho más productiva que en otras partes del mundo.Inclusive una planta fotovoltaica en el orienteboliviano, tendría un rendimiento similar a una plantaen Sevilla – España, catalogada como una de lasregiones con mayor potencial solar en Europa.

Tabla 3 : Comparación de Producción de Electricidad con Generadores Fotovoltaicos: 1 kWp

(*) Datos simulados con PVSYS con base a radiaciones mensuales promedio, con inclinaciones óptimas para generación anual. Fuente: Generadores Fotovoltaicos Conectados a la Red. Potencial en Bolivia. ENERGETICA 2011

Ciudad

Radiación mediahorizontal

kWh/m2/día

Generaciónmedia FV diaria

kWh/kWpProducción FV

anual kWh/kWp (*)

La Paz – Bolivia 6,78 5,77 2104Lima – Perú 5,84 4,87 1778Sevilla – España 4,81 4,42 1612Quito – Ecuador 5,06 4,11 1502Belem – Brasil 5,02 4,09 1491Lyon – Francia 3,31 2,95 1077Múnich – Alemania 3,14 2,89 1054

Una planta de 1 kWp en La Paz, rinde prácticamenteel doble que una planta de la misma potencia enAlemania, más del doble que en Holanda y, en el casode España, al menos 30% adicional.

Para el cálculo de los costos de producción se hanutilizado costos reales puestos en Bolivia, incluidos

los impuestos correspondientes, de una instalaciónde 2,7 kWp que actualmente funciona en ENERGETICAdesde hace 2 años y que permite ver la productividadde energía y los costos reales de la misma.


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Tabla 4 : Costos de un Generador Fotovoltaico Conectado a la Red. 2,7 kWp

Rubros Costo $USVidaútil

CAE$US/año

Paneles fotovoltaicos 2,7 kWp 10.368 25 414,72

Inversor Sunnyboy 2.679 20 133,95

Estructura metálica 1.838 25 73,52

Instalación 686 25 27,44

Cables, conectores 135 25 5,40

Total $US 15.706 655,03

Fuente: Generadores Fotovoltaicos Conectados a la Red. Potencial en Bolivia.ENERGETICA 2011

Como se puede observar el mayor peso de la inversiónse encuentra en los paneles fotovoltaicos, los mismosque representan el 66% de la inversión total.

Para el cálculo del costo de producción, se realiza uncálculo de producción en función de la radiación solar

en diferentes lugares del país. Los rangos estudiadoscorresponden a intervalos de 0,5 kWh/m2/día, desde4 kWh/m2/día, hasta 6,5 kWh/m2/día.

Gráfico 9 : Distribución de Costos GFVCR

(16) Si bien el potencial solar en Bolivia alcanza en algunas zonas valores entre 6,5 y 9 kWh/m2/día), no es una situación extendida, portanto, aunque es posible calcular los costos de producción de energía, pero no serían muy representativos para comparaciones generales.)

(16)


33

Gráfico 10 : Costo de Producción Generador Fotovoltaico 2,7 kW

Fuente: Generadores Fotovoltaicos Conectados a la Red. Potencial en Bolivia. ENERGETICA 2011

Los costos de producción de electricidad con esteGFVR (Generador Fotovoltaico Conectado a la Red)estarían entre 0,19 $US kWh y 0,12 $US/kWh (11,3 a8 eurocentavos) para rangos de radiación de 4kWh/m2/día a 6,5 kWh/m2/día respectivamente.

Respecto a las tarifas eléctricas vigentes al consumidorfinal, se observa que en la categoría domiciliaria estáentre 7 y 10 centavos de dólar; mientras que en lacategoría general se tienen tarifas entre 11,5 y 14,4centavos de dólar en aquellos departamentosconectados al SIN, mientras que para sistemas aisladosse encuentra entre 11,8 y 24 centavos de dólar latarifa. Sin duda que los sistemas fotovoltaicosconectados a la red, podrían desde ya teneroportunidades en estos casos.

2.3.4 Plantas de energía solar fotovoltaicaproduciendo exclusivamente para lared

Las plantas de energía fotovoltaica muestraneconomías de escalas hasta un tamaño de 10 MW,aunque siempre existen economías de poder decompra casi sin límite. La tabla siguiente muestra lasestimaciones para el costo de inversión de un sistemade 3 kW y de 5 MW (sin el costo de conexión a la red),en los años 2013 y 2020 respectivamente.Tomando las estimaciones de la generación de kWhpor kW instalado de la tabla siguiente, y un costo deoperación anual equivalente á 2% de la inversiónoriginal, y una tasa de descuento de 6%, se calcula uncosto de generación para una planta de energíafotovoltaica de 5 MW conectada a la red de 9,1 a 12,7euro centavos por kWh en el año 2013 y de 5,5 a 7,7euro centavos por kWh en el año 2020. Sin embargo,hay que tomar en cuenta las diferencias cualitativas. Por un lado, la generación de una planta de energíafotovoltaica conectada a la red es inferior al valor dela generación de una planta a gas, debido de que laplanta de gas puede aumentar o reducir su producciónen cualquier momento. Por otro lado, la generaciónde la planta de energía fotovoltaica, si es conectadaa una red de distribución, tiene un valor más altodebido a la reducción de pérdidas en el transporte deenergía.

Tabla 5 : Precios de Inversión Sistemas de Energía Solar Fotovoltaica

Precios de Inversión 3 kW 5 MWAño 2013, miles de euro 8,2 11.000

Año 2020, miles de euro 5,3 6.700


34

Tabla 6 : Costo de Generación por kWh Energía Fotovoltaica Conectada a la Red

2.3.5 Plantas de energía solar concentradaLos costos de inversión de las plantas de energía solarconcentrada son todavía bastante elevados: de 4.000a 5.000 euros por kW instalado. Los costos degeneración por kWh dependen de la calidad de lairradiación directa; en el Altiplano el costo debe serpor lo menos 15 euro centavo por kWh. Los expertosen energía solar concentrada tienen gran confianzaen la perspectiva de una baja apreciable en los costosde generación hasta el año 2020.

Las tres tecnologías de concentración solar, si bienpresentan diferencias de costos en la primera fase deimplantación, proyectan posteriormente costos deproducción muy similares. Pero hay que ver si la curvade aprendizaje será tan fuerte como para la energía

fotovoltaica solar. Por el momento, la expansión anualen la capacidad instalada de la energía fotovoltaicasolar es muy superior a la expansión anual en lacapacidad de la energía solar concentrada. Una de las

consecuencias es la baja más rápida en los precios deinversión en los sistemas de energía fotovoltaica solar.

2.3.6 Aerogenerador aislado de 400 WLos costos de energía eólica de pequeñosaerogeneradores aislados con potencias hasta de 400W los cuales generan en 12 VDC y normalmente carganbaterías de donde se extrae la energía necesaria, secalculan a continuación. La estructura de costos semuestra en el cuadro siguiente, para los cuales secalculó el costo anual equivalentes (CAE) usando unatasa de descuento de 6%

Se ha calculado el costo de producción de energía anivel de uso final (considerando las pérdidas dealmacenamiento y distribución), y sobre una variedadde velocidades de viento en promedio anual.

Así se puede ver que el costo de la energía eólicaestaría entre 6,25 $US/kWh y 0,47 $US/kWh pararangos de viento entre 2,7 m/s y 6,3 m/s de promedioanual.

(17) Para el cálculo se ha asumido que el sistema alimenta una vivienda con una estructura típica de un sistema fotovoltaico de 12 VDC.Aunque tienen una mayor disponibilidad de energía, este excedente se supone que se lo utilice para otros usos, por ejemplo un inversorpara alimentar cargas en AC.).

Fuente: Costos de la energía renovable en sistemas aislados. ENERGETICA. 2010

Tabla 7 : Costos Aerogenerador de 400 W

Rubros Costo $US Vida útil CAE $US/añoAerogenerador 400 W 1000 10 13 5,87Batería 200 Ah 300 4 86,58Regulador electrónico 30 10 4,08Instalación 100 25 7,82Accesorios 150 10 20,383 luminarias 11 Wp CFL 54 4 15,58Transporte 80 25 6,26Juego de Cables 70 25 5,48Estructura y poste 150 25 11,73Total $US 1934 293 ,78

Energía fotovoltaica solar 5 MWGeneraciónanual

Costo degeneración 2013

Costo degeneración 2020

Radiación kWh/m2/día kWh/kw Euro cents/kWh Euro cents/kWh6,0 a 6.6 (La Paz) 2100 9,1 5,55,4 á 6,0 (Cochabamba) 1700 11,2 6,84,5 á 5,1 (tropical: Guayaramerín) 1500 12,7 7,7

(17)

(18) Para el cálculo se ha utilizado las curvas de producción de energía del aerogenerador AirX de Southwest Wind-power de 400 W quetiene una producción media de 38 kWh/mes a 5,4m/s de velocidad media anual.).

(18)


35

Gráfico : Costo de Energía Sistema Eólico Aislado de 400 W

2.3.7 Parques eólicos produciendo parala red

La siguiente tabla muestra la generación de MWh porMW de capacidad de energía eólica instalada comofunción de la velocidad de viento, e indirectamentede la altura: el peso del viento en el Altiplano es 30%inferior al peso del viento a nivel del mar (1.25 kg/m3).

Las inversiones en los parques eólicos tieneneconomías de escala relativamente altas. La tablamuestra el costo de inversión de plantas de 20 MWy de 50 MW en el año 2013 (€1100/kW y €1000/kWrespectivamente) y la previsión de un costo deinversión de €870/kW de una planta de 50 MW en elaño 2020 (asumiendo una baja en el precio de 2 porciento anualmente entre 2013 y 2020). Con un costode operación anual de alrededor de 2,5 por cientocon respecto a la inversión inicial, se llega a un costode producción de 2.3 á 5.0 euro centavos por kWh

para plantas de 20 MW y de 1,9 hasta 4,0 euro centavospara plantas de 50 MW en el año 2013, y de 1,7 a 3,6en el año 2020.

Estos costos no incluyen los costos adicionales parael sistema del SIN. Los costos asociados con elmantenimiento del equilibrio de la carga en la reddespués de una integración de energía eólica a gran

escala varían de 0,5 a 4 € / MWh en los países de laIEA. Debido a la importancia de las plantashidroeléctricas en el sistema del SIN – sobre todo enel futuro – se puede estimar de que los costos enBolivia serán alrededor de 0,5 euro por MWh Loscostos de la inversión para el fortalecimiento de la redde transmisión y de distribución dependen de la calidadoriginal de la red y de la ubicación del recurso eólicofrente a los centros principales de consumo. En lospaíses de la IEA, estos costos están entre 50 a 130euros por MW de capacidad instalada. En Bolivia,

N.B. Tasa de cambio: 1 euro = 1,3 $US

Velocidad de viento(40 m de altura)

Generación anualMWh/MW

20 MW(€1100/MW)

euro cents/kWh

50 MW(€1000/MW)

euro cents/kWh

50 MW(€870/MW)

euro cents/kWh11,0 4.400 2,3 1,9 1,710,0 3.900 2,6 2,1 1,99,0 3.500 2,9 2,4 2,17,5 3.000 3,4 2,7 2,47,5 Altiplano: 2.010 5,0 4,0 3,69,0 Altiplano: 2.345 4,3 3,5 3,1

(19)

(19) Fuente: IEA” Energy Technologies at the Cutting Edge”, 2008.).(20) Fuente: IEA” Energy Technologies at the Cutting Edge”, 2008).

(20)


36

muy probablemente, el costo es cerca de 130 europor MW; con un impacto de 0,2 á 0,4 euro centavospor kWh de generación.

Además hay que tomar en cuenta que las variacionesen la velocidad del viento – y el riesgo de unageneración de cero MWh durante algunos días - reduceel valor de la capacidad instalada para el SIN.Estimaciones en los países de la IEA concluyen que elvalor de capacidad es de 30-40 por ciento de lacapacidad instalada de un parque eólico hasta unapenetración de 20 por ciento; el valor se reducerápidamente con penetraciones mayores.

Sin embargo, solamente el valor del combustible degas ahorrado por la inyección de energía eólica en elSIN, se puede estimar a 5 euro centavos por kWhproducida.

2.3.8 Micro Centrales Hidroeléctricas

El estudio ‘Planificación Energética Rural’ de Ruthsindica que, para áreas con un potencial específicosuperior a 100 GWh/km2/año, los costos de inversiónmedia en micro centrales hidroeléctricas (sin incluirlíneas de transmisión), pueden estar en 1.000 $US/kW,con costos de energía entre 5 y 10 ctv. $US/kWh. Enáreas con potencial de 50 a 25 GWh/km2/año, loscostos de inversión podrían alcanzar entre 1.500 y2.500 $US/kW. Finalmente en zonas con potencialentre 25 y 1 GWh/km2/año, los costos de inversiónsuben a valores críticos entre 2.500 y 5.000 $US/kW.Una otra estimación para centrales de 100 kWestima el costo de inversión total en 3000 $US/kW.Considerando costos de operación y mantenimientoanuales equivalentes al 5%, depreciación de 4% anualy costos tributarios de 1% y un factor de planta de0,6, el costo de generación estimado es de 57$US/MWh. El detalle se muestra a continuación.

Tabla 8 : Costos de Generación de una Micro-central Hidroeléctrica

Descripción Cantidad Unidad ObservacionesPotencia del la MCH 100 kW

Costo de Inversión 3.000 $US/kWIncluye obras civiles, eléctricasy líneas de transmisión cortas

Inversión Total 300.000 $USCostos de Operación & Mantenimiento 1.5000 $US/año (5% de la inversión al año)Costos tributarios 3.000 $US/año (1% de la inversión al año)Depreciación de activos 12.000 $US/año (4% de la inversión al año)Costos totales 30.000 $US/año

Calculo de la energía producidaFactor de planta 0,6Producción anual de energía 525.600 kWh/añoCosto de la Energía 0,057 $US/kWh

57 $US/MWhFuente: Análisis rápido de la interconexión de MCH´s al SIN. ENERGETICA.2009

(21) Análisis rápido de la interconexión de MCHs al SIN. ENERGETICA

2.3.9 Centrales Hidroeléctricas Medianasy Grandes

A continuación se muestran los costos de inversiónde diferentes plantas, a nivel de plantas hidroeléctricasmedianas y grandes.

Utilizando los supuestos de una vida útil de 40 añosy costos de operación anual equivalente á 3% del

costo de la inversión inicial, el costo económico de lageneración de las primeras cinco plantas se encuentraentre 2,4 $US centavos por kWh (S. José) á 5,3 $UScentavos por kWh (Rositas). Estos costos deproducción son extremamente competitivos ypermitirían contratos de exportación hacia el Brasil.

(21)


37

Fuente: Política Hidroenergética en Bolivia. Enrique Gómez. CEDLA 2010. La Paz

Tabla 9 : Costos de Plantas Hidroeléctricas ProyectadasPlantaHidroeléctrica

Inversión(millones $US)

Potencia(MW)

Inversión($US/kW)

Factorde planta

Misicuni, fase 1 103 40 2.557 66%S. José, Fase 102 69.4 1.468 74%Tangara, Vilcara 357 167,3 2.135 60%Río Unduavi 65 45 1.454 54%Rositas 1.231 400 3.078 70%MCH Yata 3.015 2 1.507 -

Tabla 10 : Inversiones estimadas para generación en ingenios

2.3.10 Energía de biomasa en ingenios,lagunas y rellenos sanitarios

Inversión estimada para ingeniosEn base a datos proporcionados por Guabirá EnergíaS.A. se estima que se requieren aproximadamenteentre 600 a 1500 dólares americanos de inversión porkW de potencia, dependiendo de la necesidad decompra de calderas nuevas. Tomando esta relaciónse concluye que para implementar la tecnología paraaprovechar 70 MW de potencial a nivel nacional serequeriría una inversión de entre 42 a 105 millonesde dólares americanos.

LagunasDe los proyectos de este tipo en la región, solamenteel proyecto de la industria del aceite de palma deGuatemala cuenta con información de costos. Paraeste proyecto, se requirió una inversión de $US 2.951por kW de potencial. Tomando esta relación, paraimplementar el potencial de generación en las tresplantas mencionadas, se requeriría una inversión dealrededor de $US 27 millones. Sin embargo, esimportante tomar en cuenta que este valor se hacalculado en base a la información de un proyecto dela industria del aceite de palma, de manera que esposible que no sea muy representativa para el casode plantas de tratamiento de aguas residualesdomésticas en Bolivia. Las dificultades encontradaspor el proyecto de quema y captura de metano deSAGUAPAC en Santa Cruz, han desincentivado posiblesproyectos de aprovechamiento de metano en plantasde tratamiento en el país. En cuanto se mantenga lapolítica de no ingresar a los mercados de carbono estetipo de iniciativas son prácticamente inviables.

Rellenos sanitariosEn base a los proyectos considerados, se obtuvo unpromedio de inversión requerida de $US.047 por kWde potencial. En este sentido, para implementar losproyectos correspondientes en los cuatro rellenossanitarios mencionados con un potencial total de7,383 MW, se requeriría una inversión deaproximadamente $US 15 millones. Como en el casode los proyectos de captura y quema de metano delagunas, en este sector la viabilidad de estas iniciativasde aprovechamiento del biogás generado en rellenosestá sujeta a la posibilidad de comercializar lasreducciones de emisiones de gases de efectoinvernadero, caso contrario, estos proyectos soninviables.

2.3.11 Biodigestores

Hace casi 20 años atrás se inició la tecnología de labiodigestión anaerobia en Bolivia. Sin embargo, porla limitación técnica de la época, los equipos seconstruían con materiales convencionales y unbiodigestor familiar alcanzaba a un costo entre 3.000$US y 4000 $US.

Actualmente, los biodigestores, con una nuevatecnología basada en el uso de plásticos, han bajadoen casi 10 veces sus costos y ha iniciado un procesode difusión que permite prever un uso amplio.

Transformando los desechos orgánicos en energía(biogás) y biofertilizantes además de ser una alternativareal para el tratamiento de desechos orgánicos, losbiodigestores tienen un amplio campo de aplicaciónen el área rural, sobre todo en familias que tienenpequeños hatos de ganado.

Gráfico 12 : Costos de inversión específicos de energía eléctrica de la biomasa


38

Solo en el pasado año se han instalado casi mediomillar de unidades domésticas.

2.3.12 Energía utilizando desechos forestales

El costo de generación de biomasa muestra grandesvariaciones- desde €25 a €220/MWh en los paíseseuropeos. La gran diferencia entre los costos degeneración se explica por (i) las fuentes de biomasa(residuos forestales, monte bajo de ciclo corto, paja,residuos animales, etc.), (ii) los procesos de conversiónde la transformación (co-combustión, gasificación,etc.) y (iii) por la diferencia en los tamaños de inversión(los tamaños de plantas de biomasa varían en unfactor de 200).

Como regla general, las tecnologías alternativas, comola gasificación de la biomasa son más factibles que lastecnologías convencionales de combustión de labiomasa para la demanda de energía por debajo deaprox. 5 MWe. Para demandas de potencia superioresa 10 MW, las tecnologías convencionales de la biomasason generalmente más factibles. Esto se explicafundamentalmente por los costos de inversión inicialrelativamente altos de las tecnologías convencionalesde combustión de biomasa que son más o menos elmismo para una central eléctrica de 5 MW y unacentral eléctrica de 10 MW.

Para potencias entre 5 y 10 MW la situación económicadepende de varios factores como la disponibilidad derecursos y la distancia a la biomasa adecuada. Conrespecto a la planificación y permisos, incluidos losrequisitos para las evaluaciones ambientales, a menudoes más fácil establecer las unidades de energíasrelativamente pequeñas y de centro - inferior a 10

MW, dependiendo de las leyes y regulaciones locales.En comparación con el uso de combustibles fósiles,el contenido energético de los materiales de residuosde biomasa, como los depósitos, es casi la mitad delcontenido de energía de fuel oíl o el gas natural y,además, la densidad de masa de la biomasa esrelativamente baja. Esto indica que el material de labiomasa en forma de depósitos es más adecuado paralas unidades de pequeña escala.

Uno de los aspectos positivos de la energía de labiomasa en comparación con, por ejemplo, la energíaeólica y energía solar es la disponibilidad de 24 horasal día, y como tal se puede utilizar para compensar lavariabilidad en la producción de energía solar y devientos. Sin embargo, debido a los considerables costosde inversión y la eficiencia eléctrica relativamentebaja, normalmente es más factible el diseño de lasunidades de la biomasa para cumplir con una ciertacarga base de la demanda de calor (hasta 8 meses alaño), donde se considera la producción de electricidadcon relación al producto.La presente nota propone tecnologías apropiadas dela biomasa para Bolivia dentro de los horizontestemporales siguientes:

- Tecnologías de la biomasa disponibles enel mercado (0 - 3 años a partir de ahora) y

- Tecnologías de la biomasa en el futurocercano (próximos 10 a 15 años)

Cifras clave de las tecnologías de la biomasadisponibles en el mercado

Como referencia, la siguiente figura indica el costo deuna serie de proyectos de cogeneración de biomasaen Dinamarca, ordenados por diferentes tecnologíasy con poder menos de 10 MWe:

Fuente: Investigaciones Johanneum, Informe provisional

En la siguiente tabla se resumen las principales cifras económicas y financieras para las tecnologías seleccionadasdisponibles en el mercado:

Cabe señalar que las cifras en la tabla son referenciales,sujetas a su verificación en un estudio de viabilidadadecuada.

Información general con relación a lastecnologías de la biomasa

en el futuro (próximos 10-15 años)Además de las tecnologías de aprovechamiento debiomasa que se mencionaron anteriormente, un grannúmero de tecnologías de la biomasa se estándesarrollando en la actualidad. De estas, las siguienteshan sido identificadas como posibles tecnologías deimplementación futura en el contexto boliviano, tantoen una pequeña y gran escala:

- La gasificación de lodos de aguas residuales,TK Energía ( )

- La gasificación de los residuos de la biomasa– Pyroneer (www.dongenergy.com)

- Gas Natural Sintético (SNG) a partir de la biomasa ( )

- Los biocombustibles de segunda generaciónInbicon ( )

- BioGasol ()- Tecnología Orgánica de

Combustible – OFT ()- Fluidos Súper Críticos – SCF ( )

Como estas tecnologías están aún en desarrollo y aúnno son comerciales, ninguna cifra clave o parámetroseconómicos han sido incluidos en la presenteevaluación. Para referencia, véase el resumen porseparado en el anexo.


39

Tabla 11 : Cifras claves para conceptos de combustibles de biomasa producción combinada de calory electricidad

*Virutas de madera con una humedad del 45

(22) http://viewer.zmags.com/publication/bd1b913c#/bd1b913c/26

Ejemplosconcepto

Parámetros

Gasificación + CombustiónInterna del motor

(BWV)

Gasificación + MotorStirling

(Stirling.dk)Motor de vapor tipotornillo

(BIOS)

Electricidad de salida (kWe) 1,000 140 710Salida de calor (kWth) 2,500 560 4,750Tipo de biomasa decombustible

Astillas de madera~ 45% humedad

Varios35 - 55 % humedad

Varios35-55 % humedad

Inversiones [M€/MWe] 4.2 0.9 2.8O & M [M€/año] 0.17 0.04 0.02Operación anual [h] 7000 6000 4000Eficiencia eléctrica 25 % 18 % 13 %Calor de la eficiencia 62 % 72 % 85 %Consumo de combustible(toneladas/año)*

10, 750 1,800 8,600

Consumo de combustible(MWh/año)

28,000 4,650 22,350

Producción anual deelectricidad (MWh/año)

7,000 850 2,850

Producción anual de calor(MWh/año)

17,350 3,350 19,000

Plazo Comercial pero solo algunosproyectos

Comercial pero no fuera dela UE hasta el 2014

Comercial

Aplicación CHPBase de carga de la demandade calor (vapor/agua caliente).Electricidad como por producto

CHPBase de carga de lademanda de calor (aguacaliente).Electricidad como porproducto

CHPVapor para la industria yel proceso de la calefacción

Tamaño de área (kWe) 700–4,500 35–540 200–2,500 kWe

(22)

3.3.13 Resumen y conclusiones sobrelos costos de generación

La tabla 12 muestra las plantas hidroeléctricas comola fuente más económica de generación en Bolivia; elpotencial no solamente es grande, es también muyeconómico. Sin embargo, se debe subrayar, que elimpacto negativo sobre el ambiente ecológicoamazónico no está incluido en el cálculo de los costos. La energía eólica se encuentra en el segundo lugar;si no se toman en cuenta los costos adicionalesimpuestos al sistema del SIN por la energíaintermitente, la energía eólica también se presenta

más económica que la generada por las plantas a gas.La energía solar se encuentra en el tercer lugar; peroes la única tecnología de utilización masiva en formade generación de energía distribuida. En cuarto lugarse encuentran las plantas a bagazo con una tendenciaa la baja en costos muy importante hacia el 2020.

Se puede prever en el futuro a largo plazo - hasta elaño 2050 - que la mayoría de las casas individualesy comerciales en Bolivia estarán equipadas con unsistema fotovoltaico para la generación de electricidady de un sistema termo-solar para la calefacción deagua. Esta perspectiva futura es factible debido alnivel de los costos previstos.

2.4 Impactos de Energía Renovablesobre la Operación del SIN

2.4.1 El problema de la fluctuación deenergía eléctrica generada

Una mayor incorporación de las energías renovablespresenta un desafío al manejo del SIN debido a la faltade capacidad firme de las distintas clases de energías.

Cuando está operando, el equipo de generación deelectricidad de un ingenio azucarero representacapacidad firme, pero este opera solamente durantelos seis a ocho meses del año cuando tiene recursos

de bagazo como resultado de la producción de azúcar.La producción de pequeñas centrales hidroeléctricassin presas (“run-of-the-river) depende del caudal delrio, que varía según el nivel de la precipitación duranteel año y entre los años.

Durante el día, el nivel de producción de los sistemasde energía solar fotovoltaica depende de la intensidadde la radiación del sol, la cual es más alta a medio-díay se reduce si está nublado. Durante la noche estossistemas no generan energía.La producción de los parques eólicos depende de lavelocidad de los vientos. Las turbinas requieren unavelocidad mínima de 3.5 m/s, logran la producciónmáxima de la capacidad del generador a partir de 10-

(23) Definición de capacidad firme: capacidad de generación que está disponible para inyectar energía a la red siempre y cuando laoperación del SIN lo necesite durante un día.).


40

Tabla 12 : Tabla comparativa de los costos de generación

TecnologíasEurocentavos/kWh

2013 2020Plantas energía convencionalPlanta a gas, 100 MW 5,6 5,6Planta a diesel, 15 MW 16,3 16,3Central hidroeléctrica superior a 100 MW 1,6 a 3,5ER conectado al SINHidroeléctrica, 5 a 50 MW 2 a 5Planta fot ovoltaica, 5 9,1 a 12,7 5,5 a 7,7Eólica, 50 MW 1,9 a 4,0 1,7 a 3,6Planta a bagazo, 15 MW 131 81Energía distribuida, voltaje bajoFotovoltaica residencial, 3 kW 8 a 11,3 5,2 a 7,3Poblaciones aisladasSistema fotovoltaico 76 a 124 49 a 81Micr -centrales hidroeléctricas 3,8 a 7,6 3,8 a 7,6Sistema termo -solar, inversión eur eurSistema 2 m2, 200 litros 650 650Sistema 4 m2, 300 litros 1000 1000

(23)

a 11 m/s y se detienen si la velocidad del vientosupera a 25 m/s para evitar daño a los molinos. Laproducción varía casi de segundo a segundo(variaciones mínimas), mucho más de una hora a otray puede llegar a cero durante algunas horas o días.

El tema de la “capacidad firme” presenta un desafíotanto para el operador del SIN y para la Autoridad deElectricidad (la agencia reguladora), que aprueba loscontratos de compra de energía y regula el mercadomayorista

2.4.2. Desafíos técnicos de la integración de la energía fotovoltaica

Un panel solar sólo producirá potencia mientras hayasuficiente luz solar. La generación de la capacidad deenergía fotovoltaica solar conectada a la red se puedeestimar utilizando las previsiones de tiempo hechaspor el servicio meteorológico nacional. La previsiónde 24 horas antes para cada hora de produccióndurante el día puede hacerse con bastanteconfiabilidad.

Las plantas de energía fotovoltaica solar de 1 MW ymás están conectadas a redes de mediana tensión;los sistemas de 3 kW para casas individuales a redesde baja tensión. Un mayor uso de sistemas de PVtendrá un impacto significativo en el diseño,mantenimiento y operación de redes de distribución.Afortunadamente, los problemas no son mayores. Losresultados de investigaciones hechas en la UniónEuropea concluyen lo siguiente:

· Sistemas fotovoltaicos de energía solarpueden soportar redes locales de electricidad,incrementar la calidad de la electricidad yreducir la necesidad de expandir la red.

· El perfil de producción a menudo tiene unabuena correspondencia con el de lademanda; la producción es más alta cuandohay más demanda.

· En el caso de grandes concentraciones deelectricidad solar en una red se puedeencontrar problemas con incrementos nointentados en el voltaje.

Sin embargo, para la aplicación generalizada desistemas fotovoltaicos hay que:

· Averiguar la capacidad del sistema dedistribución de baja tensión para absorberla producción fotovoltaica;

· Definir el diseño futuro de redes

dedistribución de baja tensión donde seespera tener una contribución importante de energía fotovoltaica;

· Problemas de armónicos;· Aclarar los requisitos técnicos para la

interconexión de la red y la solución de losproblemas;

· Elaborar directrices y materiales dereferencia para la conexión a la red desistemas fotovoltaicos;

· Definir tanto para la red del SIN como paralas instalaciones de energía fotovoltaicas losrequisitos técnicos que garanticen laseguridad del operador del sistemafotovoltaico y la fiabilidad de la red dedistribución.

2.4.3. Desafíos técnicos de la integración de energía eólica

¿Cuánta energía eólica puede absorber el sistema delSIN y seguir siendo estable, dado que la cantidad deelectricidad generada por turbinas de viento fluctúa?es la pregunta de todo emprendimiento eólico.

Los desafíos para el SIN se puede dividir en los desafíospara el sistema de transmisión (inversión y controldiario) y aquellos referidos al manejo de la generaciónconvencional.En muchos casos, las mejores fuentes de recursosrenovables se encuentran en zonas remotas, y senecesita transmisión adicional para transportar suproducción a los centros de población. El primerdesafío para el sistema de transmisión, antes de laentrada en operación de un parque eólico es de invertiren la conexión del parque a la red y en elfortalecimiento de la red. La operación del parquerequiere una red local fuerte que puede soportar losgolpes de la entrada y salida abrupta de la producciónde los parques y una alta calidad de energía en la red– para evitar paros en la producción del parque. Paratransmitir la electricidad producida por cada parquees necesario construir unas líneas de alta tensión quesean capaces de conducir el máximo de electricidadque sea capaz de producir la instalación. Sin embargo,la transmisión promedio será mucho más baja. Estosignifica colocar cables 4 veces más gruesos, y amenudo torres más altas, para acomodarcorrectamente los picos de viento.

Debido a la falta de seguridad en la existencia deviento, la energía eólica no puede ser utilizada comoúnica fuente de energía eléctrica. Por lo tanto, parasalvar los "valles" en la producción de energía eólica


41

es indispensable un respaldo de las energíasconvencionales. La operación de los parques inducea costos incrementales de la operación del SIN entérminos de generación de respuesta rápida (“reservaen giro”), de generación de respaldo (“reservaincremental”) y en turbinas a gas que se ven obligadasa operar con menos puntos favorables en su curva depotencia (producción de energía). Cuando respaldanla eólica, las centrales de diesel o de gas no puedenfuncionar a su rendimiento óptimo, que se sitúa cercadel 90% de su potencia. Tienen que quedarse muypor debajo de este porcentaje, para poder subirsustancialmente su producción en el momento en quedisminuye el viento. Por tanto, en el modo "respaldo",las centrales térmicas consumen más combustible porkW/h producido. También, al subir y bajar suproducción cada vez que cambia la velocidad delviento, se desgasta más la maquinaria. Felizmente,en Bolivia, el potencial de las plantas hidroeléctricases bastante grande para permitir su utilización exclusivacomo tecnología de respaldo. Sin embargo, una centralhidráulica de represa sólo podrá producir mientras lascondiciones hídricas y las precipitaciones permitan laliberación de agua.

La integración de la generación de los parques con laproducción de las plantas de generación convencionalen el SIN requiere sistemas de control capaces degarantizar un alto rendimiento de la supervisióngeneral del sistema: para el seguimiento de carga, yde las reservas de regulación para mantener lafiabilidad del sistema dentro de los límites requeridos;y para el control de la red a distancia en todos losregímenes de funcionamiento.

Para el operador del sistema, uno de los grandesinconvenientes de este tipo de generación, es ladificultad intrínseca de prever la generación conantelación. Dado que los sistemas eléctricos sonoperados calculando la generación con un día deantelación en vista del consumo previsto, laaleatoriedad del viento plantea serios problemas. Loscostos para la operación del SIN relacionados a laintegración de energía eólica se pueden reducir conprevisiones fiables de la producción con 30 horas deanticipación; y con 2 a 3 horas de anticipación duranteel día. Existen modelos de previsión en el mercadoque han sido desarrollados específicamente paraenergía eólica, y que han mejorado la situación. Sinembargo, la fiabilidad de las previsiones tiene suslímites,

Los costos incrementales para el SIN por MWh deproducción de energía eólica tienen una curva deaumento si la penetración de la energía eólica avanzamás allá de un 10% y crece mucho más cuando llegapor encima de un 20%.Para la introducción de parques eólicos se debeanalizar:

· las necesidades de inversión en transmisión yen la conexión de los parques

· las necesidades de fortalecer las redes detransmisión/distribución

· los requisitos técnicos para la interconexión dela red;

· Los ajustes en el estilo de operación y la curvade aumento de los costos por MWh;

· Definir tanto para la red del SIN como para lasinstalaciones de energía eólica los requisitostécnicos que garanticen la seguridad del operadordel sistema eólico y la fiabilidad de la red dedistribución.

2.4.4 El desafió para la Agencia Reguladora por la fluctuación de energía eléctrica

Para su rol de aprobación de las tarifas y contratos, laagencia reguladora tiene que:

· Determinar el valor para el SIN de la producciónde plantas solares fotovoltaicos;

· Determinar el valor para el SIN de la producciónde energía eólica;

· Determinar el valor para el sistema de distribucióna bajo voltaje, de la producción de pequeñasinstalaciones de sistemas fotovoltaicos;

· Elaborar las normas para los contratos deconexión;

· Determinar el principio para el cálculo de lastarifa para la conexión - tarifa baja (solamenteel costo de conexión) o tarifa profunda(incluyendo las inversiones en el reforzamientode la red).

Todas estas tareas son complejas y deben contar conel respaldo de profesionales con el suficienteconocimiento técnico, económico y financiero.


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3 Escenarios de Introducción paralas ERs

3.1 El ContextoEl aprovechamiento de las ERs para la generación deelectricidad en gran escala y su inyección en las líneasde alta y media tensión del SIN en Bolivia, esconsiderado por el Gobierno, como una medida para

lograr la diversificación de la matriz energética actual,en una matriz basada en energías renovables, lo quepermitiría en el largo plazo dotarle de sostenibilidadal sector eléctrico del país. Este objetivo expresa quela generación de electricidad al 2015 tenga unaparticipación del 75% de fuentes l impias.

TECNOLOGIAACTUAL

2011 (%) 2015 (%)HIDROELECTRICAS (MW) 476,4 39% 683,4 37%TERMOELECTRICAS (MW) 714,2 59% 994,2 54%BIOMASA (MW) 21 2% 21 1%EOLICA (MW) 0% 50 3%GEOTERMICA (MW) 100 5%TOTAL 1211,6 100% 1848,6 100%

Fuente: VMEEA (CNDC Plan óptimo de expansión)

En ese sentido se estima que las fuentes renovablespaulatinamente se irán interconectando al SIN y pororden de importancia serán, la hidroeléctrica, lageotermia, la biomasa y la eólica. Aún no se contemplala interconexión de plantas solares (fotovoltaicas otérmicas) que generen electricidad para el SIN. Aunqueel VMEEA está evaluando preliminarmente laposibilidad de generación de electricidad a partir deaprovechamiento solar.

La capacidad instalada en el país en 2011 era de 1211,6

MW y la demanda máxima en 2010 de 1010 MW, lademanda en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)creció a una tasa anual de 10,2% en energía y 7,4%en potencia. La expansión del parque de generacióneléctrica alcanzará a unos 2000 MW aproximadamenteen los próximos 10 años. De este parque se puedesuponer que la energía hidráulica participaría conaproximadamente 1000 MW (lo que significa laincorporación de aproximadamente 6 centraleshidroeléctricas de diferentes tamaños, algunas deellas destinadas a desplazar el consumo de diesel en


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(24) Centrales hidroeléctricas de Misicuni 80 MW, San José 127 MW, Miguillas 250 MW, Rositas 400 MW, Tahuamanu 6 MW.)

(24)

el norte del país. En esta proyección no se encuentranincorporados los mega-proyectos hidroeléctricos,aunque de considerarse los mismos en el corto plazo,se debería incorporar también la discusión sobre losposibles impactos ambientales, alternativas, escalasy estrategias para lograr un desarrollo sosteniblede la hidroelectricidad con mínimos impactos socialesy ambientales.

En geotermia se espera iniciar con un proyecto de100 MW en el campo Sol de Mañana ubicado enLaguna Colorada a 4.800 msnm, en el suroeste delpaís, cerca de la frontera con Chile. Desde 1991, esteproyecto fue identificado y desarrollado por ENDE, seestima que el potencial geotérmico podría estar entre280 MW y 370 MW. El proyecto ha sido actualizadorecientemente y se encuentra a diseño final con apoyodel Gobierno del Japón. En este caso el objetivo esatender inicialmente, la demanda de los centrosmineros de la región, entre ellos la mina San Cristóbal.La exportación a Chile siempre se ha mantenido comouna posibilidad. Una ventaja importante de lageotermia en relación a las otras fuentes, es la entregade potencia firme, en relación a la intermitencia dela energía solar, eólica e inclusive hidráulica.

La biomasa, también incorporada en estos planes,tendría una participación hasta del 5%, basada en laexperiencia de generación con bagazo de caña loque se desea ampliar considerando el potencial cañerono aprovechado. También se considera la utilizaciónde residuos de madera y otros como residuos decastaña. En ningún caso se plantea la explotación debiomasa para generación de electricidad, sino másbien la utilización intensiva de los residuos de biomasaexistentes.

En la estimación presentada por el VMEEA al 2020 sepresenta una participación eólica de hasta un 10%, loque considerando el total del parque de generación,podría representar cerca a 200 MW. En concordanciacon esta situación en los planes estratégicos yoperativos de ENDE aparecen acciones referidas amediciones y un proyecto piloto concreto de 1.5 MW

hasta 5 MW (Reporte Energía. Lunes 21 deSeptiembre 2010.). Es importante, en todo caso, eldisponer de mediciones en campo para laimplementación de un parque eólico. Los datos delMapa Eólico producido por la TDE, son indicativos yproductos de simulaciones computacionales. Estosproyectos, sobre todo en el altiplano, podrían arrojarinformación valiosa sobre el comportamiento de losaerogeneradores a la menor densidad de aire, asícomo a los vientos peculiares de estas regiones.

3.2 Posibles Escenarios de Introducciónde las ERs

Un principio orientador para una estrategia de energíasrenovables debería ser el lograr el desarrollo de lasfuentes económicamente viables.

3.2.1 Grandes proyectos conectadosa la red

El Gobierno nacional tiene un interés manifiesto enel desarrollo de grandes proyectos de energíarenovable para generación de electricidad e inyectaral SIN, en concreto la hidroeléctrica, la geotermia yde manera incipiente, la eólica.

El desafío principal para la estrategia de los grandesproyectos conectados al SIN es la optimización de lainteracción entre la generación de la energíahidroeléctrica y la generación de la energía eólica. Apesar de que el recurso eólico no está generalizadoen todo el país, en aquellas regiones donde existe, setienen condiciones ideales para el uso de la energíaeólica en Bolivia; la calidad de los recursos eólicoscontribuye a precios bajos de generación, mientras ladisponibilidad de plantas hidroeléctricas con embalsasdisminuye los costos de la energía intermitente parael SIN.

Actualmente la realización de los medianos y grandesemprendimientos hidroeléctricos está bajo laresponsabilidad de ENDE. Los grandes proyectoshidroeléctricos tienen una orientación exportadoraantes que de suministro interno. Sin embargo por su


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(25) Como por ejemplo desarrollar un programa de apoyo a Mini y Micro Centrales Hidroeléctricas, tanto para alimentar sistemas aislados,como para inyectar electricidad en el SIN, generando excedentes que podrían dirigirse al mercado interno y/o la exportación.(26) Inicialmente la central de Guabirá con 21 MW en funcionamiento y ahora el proyecto de la central Yane de CRE-UNAGRO con 30 MW),(27) En declaraciones del 10 de Abril de 2010, el Viceministro de Ciencia y Tecnología, expresaba la intención de instalar un parque de 60MW en Santa Cruz.). (28) Reporte Energía. Lunes 21 de Septiembre 2010.

(25)

(26)

(27)

(28)

misma dimensión, el tiempo de desarrollo es muylargo y dependen de variables y mercados externosal país.

En ese contexto si bien los grandes emprendimientosen hidroelectricidad ya están en proceso deidentificación y desarrollo, no es menos importanteel impulsar el desarrollo de las pequeños centraleshidroeléctricas. A nivel mundial – salvo en el caso dela China –se puede constatar (i) que la realización delos grandes proyectos siempre toma más tiempo queprevisto, y (ii) una cierta paralización de medianos ypequeños proyectos debido a la entrada anticipadade la generación de los grandes proyectos. Este errorde política energética debe evitarse en Bolivia.

En el caso de la energía eólica, se han detectado almenos seis iniciativas diferentes para construir parqueseólicos, con potencias que van desde 5 MW hasta 50MW, todos estos parques tienen como fin el desarrollaruna primera experiencia piloto que permita ganarexperiencia con la tecnología. Por otro lado, todos losactores entrevistados coinciden en señalar que desdeel punto de vista financiero, y debido a la subvenciónde los precios de gas, un parque eólico generaría unaenergía más cara que la que dispone el SIN y quenecesariamente debería realizarse una serie de ajustesnormativos y regulatorios que permitan el despachoinmediato de esta energía y una retribución apropiadaque de sostenibilidad a este emprendimiento.

En ese sentido, se debería recomendar desde el VMEEA que se realice una sola experiencia piloto en la cualpuedan participar todos los actores interesados, y conuna potencia relativamente pequeña, es decir queguarde relación con el objetivo final que es elaprendizaje de esta tecnología. Un tamaño apropiadoparece ser un parque de 20 MW.

3.2.2 Generación distribuida produciendo para la red

El aprovechamiento de los desechos para fines deenergía es la primera prioridad para el desarrollo dela generación distribuida.

En el caso de la biomasa, las perspectivas detectadaspara avanzar de manera estratégica, se concentranen la intensificación del uso del bagazo de caña para

generar electricidad, resolviendo los temas normativosque limitan esta actividad hoy en día. Una acción deeste tipo permitiría un suministro al SIN deaproximadamente 70 MW. Esta iniciativa seríacompletamente privada y no requiere más que losajustes necesarios en el marco normativo.

Otra línea de trabajo es impulsar la posibilidad deproducir electricidad con metano generado enlagunas de estabilización, de mataderos y rellenossanitarios. En ese contexto una inventariación deposibilidades relevantes muestra que:

· Considerando los 4 rellenos sanitarios más grandes del país (La Paz, El Alto, Cochabamba,Santa Cruz) la potencia aprovechable podríaser de 7,3 MW

· Para el caso de lagunas de tratamiento deaguas residuales (El Alto, Cochabamba, SantaCruz) el potencial aprovechable podría alcanzar a los 9,3 MW.

Desde el punto de vista del desarrollo de un parquefotovoltaico para alimentar energía al SIN se podríapensar en un proyecto que tenga una dimensión de1 MW, una planta de este tipo permitiría desarrollarel aprendizaje necesario para un futuro no muy lejano,puesto que se prevé una disminución de precios delas celdas fotovoltaicas tal que en 15 años se puedalograr la paridad tarifaria con los precios de generaciónde energías convencionales.

Finalmente, se propone acciones de promoción delos proyectos pequeños de hidroenergía con potenciasmenores a 10 MW.

3.2.3 Generación para redes aisladas

Expresado en la cantidad potencial de MW instalados,la contribución de la energía renovable en las redesaisladas es modesta. Pero por kWh producida, lageneración tiene un valor económico alto, debido alcosto económico de 25 $US centavos/kWh de lageneración de las plantas a diesel que está siendodesplazada.

(29) Generación distribuida. Una opción para las energías renovables, publicado en: energía, energía donde estas?http://www.borradorum.blogspot.com/


45

(29)

(30)

(30) Sin embargo, en este caso es importante señalar que estos proyectos solo son viables si acuden al financiamiento incremental quepodría provenir de la comercialización de las reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero

(31) Generadores Fotovoltaicos Conectados a la Red. Potencial en Bolivia. ENERGETICA 2011).


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Una prioridad se plantea con el uso de la cáscara decastaña en el norte del país, para generar electricidadque se pueda inyectar en los sistemas aislados de laregión (Cobija, Riberalta, por ejemplo). El estimadoes de 3 o 4 plantas de generación con una potencialtotal de 4,5 MW. El esquema para ejecutar estasopciones pasa por una alianza público-privada queviabilice los proyectos respectivos.

Una otra es la utilización de deshechos forestales enempresas madereras para su autogeneración deelectricidad y en caso de excedentes, la venta de losmismos a redes cercanas. En estos casos se prevésistemas de generación de 30 a 300 kW. Inicialmentese estima que podría utilizarse cerca de 3 MW. Estaalternativa también puede realizarse de maneraíntegra por parte del sector privado, previa promocióny difusión.

3.2.4 Generación distribuida en baja tensión

Desde el punto de vista de generación distribuida, enbase a los costos de producción, se puede incentivarel autoconsumo de la energía y la venta del excedentea la red, a una tarifa equivalente al “costo económicoevitado” de la empresa distribuidora. Las distribuidorasjugarían un papel importante para la implementaciónde estas medidas. El tamaño máximo de las plantasa instalarse bajo este principio en áreas urbanas seríade 3 kWp; haciendo una estimación del potencial deintroducción de carácter privado considerando hogarescon altos consumos de electricidad y capacidad depago, se estima que podrían introducirse cerca de45,1 MW en el sector domiciliario. En el sectorcomercial/general se estima que el potencia deintroducción sería de 60 MW, utilizando como principioel intentar desplazar el 15% del consumo de energíade esta categoría.

En el caso de generación aislada, la energía fotovoltaicaseguirá siendo una opción para las familias dispersasy aisladas. El potencial de introducción de sistemasoscila entre 55.000 y 180.000 sistemas fotovoltaicos

domésticos. En este punto lo que puede marcar ladiferencia es que se mantenga el típico sistemafotovoltaico de 50 Wp, o que se migre hacia sistemasmás pequeños como los pSHS que ofrecen unasolución integral a las demandas básicas de una familiarural aislada, a un precio equivalente al 40% de unsistemas convencional de 50 Wp.

Finalmente, buscando un uso óptimo de la energíasolar, se plantea la posibilidad de introducción desistemas termo-solares para el calentamiento de agua,desplazando así el uso de duchas eléctricas. Seestima que el potencial total de introducción sería de200.000 unidades, sin embargo considerando el ritmode introducción actual de 400 unidades/año, unameta realista a cubrir en un periodo inicial podría serllegar a una meta de 2000 sistemas/año, hasta alcanzarun volumen de 15.000 instalaciones como mínimo enun plazo mediano. De cumplirse estos ritmos. Estopermitiría desplazar cerca de 75 MW eléctricos quese utilizan como una carga “incomoda” y permitiríamejorar la gestión de la demanda.

3.2.5 Generación aislada paracomunidades y familias ruralesdispersas.

La promoción de nuevas micro-, mini- y pequeñascentrales hidroeléctricas todavía ofrece perspectivaspara el suministro económico de la demanda en redesaisladas. Actualmente se han inventariado cerca de4,5 MW instalados en 52 plantas en funcionamientocon potencias entre 8 kW y 440 kW. Una estimacióngruesa realizada con los operadores de MCH´s delpaís, muestra que existirían posibilidades de duplicarla capacidad instalada sin mayores problemas, deexistir condiciones apropiadas para el desarrollo deestos proyectos, fundamentalmente recursos de pre-inversión. La aplicación de las MCH´s es mixta: lamayoría sirven redes aisladas, algunas venden suproducción al SIN.

(33)

(34)

(35)

(36)

(32) Los grupos sociales sin acceso a electricidad son los más pobres del país. En ese sentido, sistemas más grandes como 100 o 170 Wpimplican costos mayores difíciles de financiar.(33) www.energetica.org.bo/elsol.(34) Para este cálculo se estima que un sistema termo-solar desplace a un ducha eléctrica de 5 kW de potencia, el tamaño típico utilizadoen los domicilios)(35) Estudios sobre gestión de la demanda en Santa Cruz, corroboraron el impacto que tienen las duchas eléctricas sobre el pico de lademanda nocturno, detectando un efecto de coincidencia importante.).(36) Identificación de MCH´s en Bolivia. ENERGETICA – EASE 2011).

(32)

(31)

(37) Por ejemplo combinar aerogeneradores de 200 W con paneles fotovoltaicos de 50 Wp, podrían asegurar una disponibilidad deenergía mensual media de aproximadamente 25 kWh/mes, estimado a una velocidad de 5,4 m/s de media anual.),


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Para la generación a pequeña escala y en sistemasaislados, viendo la variabilidad alta del potencial eólico,se ve como una alternativa la promoción de sistemashíbridos fotovoltaico- solar, los cuales podríanasegurar la disponibilidad de energía durante todo elaño.

3.2.6 Resumen de oportunidadesidentificadas

Un resumen de las oportunidades identificadas queserian adicionales a lo que ya están en desarrollocomo los “grandes proyectos” que encara ENDE uotras instituciones, se muestra a continuación.

(37)

Estimación de Potencial de Introducción de Energías Renovables (no incluye proyectoshidroeléctricos y de geotermia en curso)

FuenteTecnología

Potenciaestimada

MWObservaciones

MCH 4,5

Nuevos proyectos a realizarse en 5 años con plan especifico, en comunidadesrurales y posible interconexión a la red. Es necesario un ajuste al marcoregu latorio. Mejora si se direccionan subsidios por reducción de emisiones decarbono.

Eólica 20,0Proyecto de aprendizaje de corto plazo. Potencial a futuro 200 MW, en función depolíticas tarifarias y marco regulatorio, mejora si se direccionan subsidios porreducción de emisiones.

Biomasa 94,1

Bagazo70

En marcha en menos de 3 años. Capitales privados solo requiere cambiosnormativos. El concepto es de autogeneración y venta de excedentes a ladistribuidora. Mejora si se direcciona subsidios por reducción de emisiones.

Castaña

4,5

En marcha en menos de 3 años con plan especifico en sistemas aislados del nortedel país. El concepto es de autogeneración y venta de excedentes a la distribuidora.Mejora sustancialmente si se direcciona subsidios de reduccón de emisiones decarbono.

Deshechosforestales

3

En marcha en menos de 3 años con plan especifico . Potencial de mediano plazo30 MW . Capitales privados, requiere promoción y difusión activa (proyectosdemostrativos). En casos especiales se podría pensar en autogeneración y venta deexcedentes a la distribuidora.

Rellenossanitarios 7,3

Ejecución a cortomediano plazo depende de subsidios de emisiones de carbono.Cambios en marco regulatorio

Lagunas detratamiento 9,3

Ejecución a mediano plazo depende de subsidios de emisiones de carbono.Cambios en marco regulatorio

Energía solar 187,1ParqueFotovoltaicopara el SIN 1

Proyecto de aprendizaje, potencial a 10 años 300 MW . Para expansión requieredescenso de precios en módulos fotovoltaicos, ajustes en políticas tarifarias ymarco regulatorio. Posible capital privado a futuro en función de la normativa.

GeneraciónDistribuidaFotovoltaica 105,1

Desarrollo a 10 años. El concepto es de autogeneración y venta de excedentes a ladistribuidora. Capitalprivado exclusivamente. Exige cambios regulatorios, ajustestarifarios, normativa técnica para interconexión a la red de BT.

Generaciónaisladadomestica 6

Programas de electrificación rural a 10 años (entre 2,75 y 9 MW), representa cercade 120.000 sistemas de 50 Wp. Se necesita continuidad y agilidad deimplementación. Mejora de los sistemas de gestión para asegurar la sostenibilidad

Termo-solares75

Ejecución de mediano plazo. Desplazamiento de potencia de duchas eléctricas.Exige soporte de promoción y mecanismos financieros. Capitales privados. Mejorafactibilidad si se direcciona subsidios de reducción de emisiones de carbono.

Total MW 305,7 Potencial susceptible de implementaciónPotencialfuturo 831 Potencial de largo plazo, con parques eólicos y fotovoltaicos

3.3 Financiamiento de Carbono

Como se ha visto, muchas de las alternativas enenergías renovables a mediana escala, tienen unafactibilidad mayor si se reconoce los beneficiosambientales que tienen al reducir, o evitar emisionesde carbono. En ese contexto, existen posibilidades dereconducir flujos de recursos externos hacia estosproyectos, sin necesidad de acudir al mercado debonos de carbono.

Las posibilidades de financiamiento podrían venir através de cooperación bilateral o multilateral utilizandolas NAMA´s (Acciones Nacionales Apropiadas deMitigación) para el sector energético. Este mecanismoha sido acordado en la convención de cambio climáticoy está constituido por acciones voluntarias propuestaspor el país para reducir las emisiones de carbono, pordebajo del nivel que resulta de continuar el desarrollodel sector energético de la manera corriente oescenario business as usual. Las NAMA´s rescatan dealguna manera el principio de una responsabilidadcomún, pero diferenciada en la mitigación del CambioClimático.

Los NAMA´s pueden incluir políticas, regulación,

programas e incentivos financieros. En ese sentido,el país podría proponer ampliar el uso de ERs ycontribuir a así a la mitigación del cambio climáticodesde una perspectiva sectorial. Los tipos de NAMAsque se están proponiendo son

(i) Los NAMA´s unilaterales en las que los paísesse comprometen de manera voluntaria, sinapoyo externo.

(ii) NAMA´s Asistidos, donde los países buscanapoyos técnicos y financieros, dentro de loscanales tradicionales de cooperación.

(iii) NAMAs acreditados, que son acciones que lospaíses en desarrollo podrían financiar a travésde los mercados de carbono.

Bajo este concepto, se podría utilizar una líneaespecifica que corresponde a los NAMAS asistidos oclase 2, que pueden ser interesantes para lograr queel país consiga recursos financieros adicionales quepermitan financiar los costos incrementales de laincorporación de energías renovables, para lograr suutilización a nivel nacional.

Los responsables del sector deberían verificar laposibilidad de utilización de estos mecanismos (38)

(38) Los países Nórdicos, Japón, Suiza, se muestran actualmente activos para el financiamiento de NAMAS asistidos.


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4. Propuesta para Fase II

4.1 Principios

En la política del Estado, los grandes proyectoshidroeléctricos reciben la mayor atención comoinstrumento para incrementar la contribución de laenergía renovable en la matriz energética y laexportación. Estos grandes proyectos de energíahidroeléctrica, de algunos miles de MW sonsumamente comerciales y atraen el interés de losbancos multinacionales de desarrollo y de los grandesbancos comerciales. Debido a esto, se pasan por altolos cientos de MW que los proyectos más pequeñospueden generar en un plazo relativamente corto.

La formulación de la Fase 2 del PEDERBOL, debe hacerénfasis y concentrarse en aquellos aspectos de carácterpolítico, normativo e institucionales en los cuales elGobierno del Estado Plurinacional pueda desarrollaracciones efectivas que marquen la diferencia en laperspectiva de una mayor incorporación de lasenergías renovables en todos los procesos deldesarrollo nacional que se orientan bajo el principiodel Vivir Bien Entre otros aspectos de corto plazo,para la explotación de la biomasa en el PEDERBOL seda prioridad a la uti l ización de residuos.

Finalmente, la estrategia debe hacer énfasis en sucontribución para incrementar el acceso al servicioeléctrico en las zonas rurales.

4.2 Análisis macroeconómico

La política energética del Gobierno hace énfasis enla necesidad de cambiar la matriz energética delpaís. A menudo la discusión se refiere sobre todoa la cobertura de la demanda interna, con algunasreferencias a la generación de empleo productivo.PEDERBOL debe enfocar el análisis de la matrizenergética sobre todo desde el punto de vista de suimpulso al crecimiento económico del país. Esteenfoque amplía el alcance del análisis para incluir el

impacto sobre el balance de divisas y la situaciónfinanciera del estado boliviano.La producción petrolera cubre solamente parte dela demanda interna; y las reservas de crudoalcanzan no más que para tres años de demandainterna. Por el momento, las exportaciones de gasnatural a Argentina y a Brasil y las exportaciones deminerales son las fuentes de divisas esenciales paracubrir la demanda de las facturas para lasimportaciones en el país. Pero esas exportaciones –salvo el litio – ya han alcanzado su nivel máximo. Lasventas por minerales llegarán a $US 4.000 millonesen 2011; sin embargo, el IBCE menciona que lasexplotaciones de minerales en el país sólo crecen porprecios y bajan en volumen.

Según YFPB, las reservas probadas de gas natural seestiman en 10 TCF trillones de pies cúbicos y lasposibles a 20 TCF. Durante los próximos 16 años, eltotal de la demanda generada en Bolivia (generaciónde electricidad, proyecto siderúrgico del Mutún,plantas de amoniaco-urea, elaboración de GTL) y enlos mercados de exportación (el mercado brasileñodemandará 5.9 TCF en función del contrato vigentehasta 2019 y el mercado argentino 4.1 TCF hasta 2026)será de 14,8 TCF. El ajustado equilibrio entre ofertay demanda muestra el valor estratégico de llevar acabo una política de desplazo del consumo de gas enlas plantas de generación eléctrica con centraleseléctricas que utilicen energías renovables.

El PEDERBOL debe subrayar el triple costo económicoque imponen a la economía nacional las subvencionesa los precios del gas y del diesel. (i) El sobre-consumode energía no renovable. (ii) El impacto de utilizar la“renta económica” proveniente de los recursos a gas(y el presupuesto del estado para pagar subsidios aldiesel importado) para fomentar el consumo en lugarde utilizarla para el financiamiento de inversionesproductivas. (iii) La distorsión de los precios degeneración en el mercado mayorista y su impactosobre las inversiones en la generación de energíarenovable.


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(39)

(40)

(39) ( El Programa de Electricidad para Vivir con Dignidad es dependiente del Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas y suobjetivo principal es contribuir al acceso universal al servicio público de electricidad.).(40)( El Plan de Desarrollo Energético 2008-2027, contempla el desarrollo de la diversificación de la matriz energética con un énfasisimportante en energías renovables.41) En fines de 2010, la empresa Ryder Scott certificó que el país posee 4,8 millones de barriles de condensado y 18,6 millones de barrilesde petróleo, entre reservas probadas, probables y posibles.

(41)

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(42) A recordar: al precio subvencionado del gas, el costo de generación de las plantas a gas es 2,3 $US centavos por kWh; al preciopromedio de exportación el costo es de 8,6 $US centavos. (NIRAS)

4.3 Escenarios

Sobre la base de las tendencias de crecimiento delconsumo de energía, se formulará escenarios paralos planes de expansión del suministro y lainfraestructura disponible. Se analizará la matrizenergética en el año 2020 sin (el escenario de base)y con las medidas de políticas propuestas. Para lapolítica activa de desarrollo se elaborarán dosescenarios: un escenario de “demanda interna” y unescenario más amplio de “energía renovable comoproducto nuevo de exportación”. Los escenarios debenestar en concordancia con el documento de políticade desarrollo de las energías renovables que vieneelaborando el VMEEA.

4.4 Estrategias para desarrollar los Mercados

Se analizará el mercado para la energía renovabledesde diferentes ángulos. Uno por tipo de instalación:generación distribuida y generación central y otro porcategoría de aplicación: sector residencial, sectorcomercial y industrial, empresas de electricidad.

4.5 Análisis de instrumentos

Sobre la base de un análisis de las experiencias enotros países con instrumentos de política de apoyo ala energía renovable se propone instrumentosadecuados para cada sub-sector: (i) los parques eólicosy las plantas de energía solar fotovoltaica; ; (ii) lautilización de los desechos de biomasa, (iii) la energíadistribuida a baja tensión, y (iv) la satisfacción de lademanda de poblaciones aisladas.

Tomando en consideración las preferencias políticasdel gobierno, se hará un énfasis especial en laidentificación y la estructuración de asociacionespúblico-privadas como instrumento político-financiero.

4.6 Análisis del marco regulatorio

De manera general, el Proyecto de Ley de Electricidadavanza en el marco de los mandatos establecidos enla NCPE. La ley prevé que las distribuidoras puedangenerar hasta un 15% de su pico con energíasrenovables.

Sobre la base de un análisis de las lagunas que existenen el marco regulatorio en el país se preparara unalista de legislación primaria y secundaria a desarrollar.

La intermitencia de la energía eólica presenta undesafió nuevo para el despacho económico, y lanecesidad de asegurar estabilidad a la operación de

centrales con fuentes de energía renovable. Setrabajara escenarios de simulación de la operacióndel SIN, bajo la posible inyección de ERs de distintoorigen; p.e. eólica, solar, biomasa, etc. para evaluarlas condiciones de estabilidad y sostenibilidad delsistema en el mediano y largo plazo. Estos escenariosdeberán contemplar las propuestas del nuevo marconormativo en elaboración por parte del VME, ensentido de establecer un porcentaje referencial a laenergía de carácter renovable generador por tercerosque puede despacharse al SIN.

El análisis del marco regulatorio debe incluir debeincluir también un análisis sobre los roles de losmunicipios y otros gobernaciones así como sucompatibilidad con la nueva Constitución política delestado y la Ley de Autonomías y, el análisis desde elpunto ambiental social productivo institucionalplanteamientos sobre la necesidad o no de una leyde energías renovables.

4.7 Análisis de fuentes de financiamiento

Se calculará el monto global de inversiones necesariaspara realizar el PEDERBOL.

El PEDERBOL identificará las fuentes de financiamientoprevisto para la realización del plan: capital propioprivado, préstamos de bancos comerciales, préstamosde bancos de desarrollo, presupuesto del estado. Sehará una distinción entre el financiamiento de capitalde inversión (capital propio y prestamos) y de lossubsidios (subsidios al capital y subsidios de costoscorrientes, es decir sobre todo subsidios a las tarifas).

El Proyecto de Ley de Electricidad delega laresponsabilidad para el financiamiento de laelectrificación rural oficialmente al Fondo Nacionalde Desarrollo Regional (FNDR).

En la parte económica, una forma de equilibrar losaltos costos de electricidad que proviene de las ERsy mejorar su competitividad, es la venta de bonos deCO2 que ahorran estas fuentes limpias. En diversosdocumentos del VMEEA, el Plan Nacional de Desarrolloy las estrategias de ENDE se expresa esta situacióncomo estratégica para garantizar un flujo de fondosimportante para los proyectos, para lograr lacompetitividad en las ERs. Por tanto es necesariorealizar una discusión sectorial de cómo viabilizar estasituación toda vez que el acceso a los mercados decarbono, no es una prioridad gubernamental en estemomento. El análisis debe incluir nuevos mecanismosde monetización, a parte de los bonos de CO2.

Se evaluará la factibilidad de promover, bajo laConvención de Cambio Climático y en concordanciacon la política internacional del país sobre el cambio


50

(43)

(43) Las licitaciones inversas practicadas en Brasil podrían ser un instrumento interesante para la selección de los parques eólicos y la fijación de sus tarifas.


51

climático, Acciones Nacionales Apropiadas deMitigación (NAMAs por su sigla en inglés) para elsector energético con compromisos nacionales oacciones voluntarias propuestas por el país paraampliar el uso de ERs y contribuir a así a mitigar elCC. Los NAMAS asistidos o clase 2, pareceríanapropiados para que el país consiga recursosfinancieros adicionales para financiar costosincrementales de la incorporación de tecnología deERS para ampliar su uso a nivel nacional.

4.8 Análisis de acciones para mejorar la oferta técnica

Se propondrá actividades de apoyo a la creación denuevas empresas de fabricación y de servicios (y/o ladiversificación y expansión de empresas existentes) ya la capacitación a profesionales nacionales paramejorar el conocimiento sobre la gestión de la ERs enáreas de interés prioritario.

Diagnostico de fortalecimiento en lasinstituciones

Se elaborará un diagnóstico de las instituciones delSector, a fin de fortalecer y promover el desarrollo delas energías renovables, en el marco del documentode la Política Estatal para las Energías Alternativas,desarrollado por el Viceministerio de Electricidad y

energías Alternativas.

4.9 Evaluación del impacto del Plan

Se estimará:· Impacto socioeconómico y ambiental nacional· Impactos en mitigación y adaptación al cambio

climático· Análisis de rentabilidad económica y costo· Potencial de exportación

Estimación del presupuesto para el desarrollo del Plan.

Se realizará el análisis para estimar la necesidad deinversiones que puede realizar el gobierno y lacooperación internacional para:· Evaluación de recursos energético· Programas de pre inversión para la

identificación de proyectos· Proyectos piloto, demostrativos de nuevas

tecnologías· Mecanismos regulatorios, normativos· Formación de recursos humanos· Equipamiento de centros de I+D+I· Análisis de impacto sobre el cambio climático· Negociación de NAMAS asistidos· Industrialización de tecnologías limpias en

Bolivia

ANEXOSAnexo I: Atlas de Energía

1. IntroducciónLa falta de información sobre los potenciales deenergías renovables, es una de las barreras queimpiden una aplicación amplia de las mismas.Adicionalmente se necesita que la informacióndisponible sea confiable y accesible y de preferenciaesté toda en una misma fuente.

Bajos esos lineamientos se ha visto como oportuno,el utilizar herramientas informáticas, sistemas deinformación geográfica que permita y herramientasde entorno web que permiten generar un conjuntode aplicaciones simples, pero altamente utilizables.

Adicionalmente el criterio de diseño que ha primadoes el de crear un entorno que no exija al usuarioconocimientos especializados de determinadosoftware o de programación que se constituya en otrabarrera para el acceso. En ese sentido, se ha diseñadouna aplicación que es funcional y que podría serutilizada por usuarios que tengan acceso a internet yun conocimiento bás ico de navegación.

De esta manera se ha compilado información depotenciales de energía renovable existente en el país(solar, eólica, biomasa e hidroenergía), en el nivel másmanejable posible, que aunque puede tener algunosgrados de simplificación, son indicadores del potencialregional que se puede utilizar. Al combinar estainformación con referencias geográficas y de divisiónpolítica, así como datos de población y redes eléctricaspor ejemplo, es posible estimar en primera instanciala distancia de las poblaciones a los portadoresconvencionales de energía, así como las opcionesrenovables que se podrían utilizar para satisfacer unaeventual demanda de energía.

2. El Potencial de Energías Renovables2.1. Energía Solar

La Universidad Mayor de San Simón, el año 2010, hapresentado un mapa de radiación solar actualizado,el mismo que fue preparado usando datosmeteorológicos satelitales y validado localmente, conmediciones puntuales, lo cual ha permitido ajustarlos datos globales a la especificidad regional.


52

Mapa de Radiación Solar Media Anual para Bolivia (kWh/m2*día)

2.2. Energía EólicaEn 1990, dentro del Programa de Regionalización Energética de la OEA, se ejecutó el estudio de PlanificaciónEnergética Rural para Bolivia del Ministerio de Energía e Hidrocarburos. A continuación se puede ver una imagendel potencial eólico para Bolivia, en valores indicativos de W/m2. El mapa que se muestra ha sido reelaboradopor ENERGETICA 2009.


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Fuente: Elaborado por ENERGETICA en base a datos del Proyecto de Energía Solar UMSS 2010

Áreas de Potencial Eólico en Bolivia (W/m2). 1990

El año 2008 la TDE (Transportadora de Electricidad) a través de la consultora 3Tier y apoyo del IFC,presentó otro relevamiento del potencial eólico que utilizó bases de datos, imágenes satelitales ymodelos de relieve topográfico del país. Los datos son de velocidad de viento en metros por segundo(m/s), y simulados a diferentes alturas.


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Fuente: Elaborador por ENERGETICA en base a datos de Planificación Energética Rural para Bolivia. MEH. 199


POTECIAL EOLICOBOLIVIA

Mapa de Potencial Eólico en Bolivia. Velocidad Media Anual (m/s). 2008

2.3. HidroenergíaEl potencial hidroeléctrico de Bolivia alcanzaría a cerca de 40.000 MW( 44) y se tendría explotado actualmenteun 1% del total del potencial existente. Un mapeo del potencial hidroeléctrico también fue desarrollado en elestudio Planificación Energética Rural para Bolivia de 1990, de Ruths Gernot. Los datos de potencial deproducción de energía están en GWh/km2/año. El mapa que se muestra ha sido reelaborado por ENERGETICA2009.

(44) Potencial Hidroenergético de Bolivia. G. Rico C. Taller Internacional de Hidrogeneración. VMEEA. La Paz 2009


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56

Potencial Hidroenergético de Bolivia. 1990

2.4. Energía de la BiomasaLa productividad de biomasa por regiones ha sido estimada en el año 1990 por el estudio Planificación EnergéticaRural para Bolivia. MEH.1990. El mapa que se muestra ha sido reelaborado por ENERGETICA 2009.

Fuente: Elaborado por ENERGETICA en base a datos de Planificación Energética Rural para Bolivia. MEH 1990


POTECIAL HIDRAULICO BOLIVIA

Productividad Anual de Biomasa en Bolivia (m3/km2/año). 1990

3. DescripciónEl “Atlas de Energías Renovables” es una Aplicación SIG para entorno WEB que incorpora varias capas deinformación temática georeferenciada, las 4 capas principales muestran información sobre radiación solar,potencial eólico, biomasa y potencial hídrico; energías renovables que se sobreponen a otra informaciónrelevante como ser Límites Administrativos, Ríos, caminos, poblaciones, etc.


57

Fuente: Elaborado por ENERGETICA en base a datos de Planificación Energética Rural para Bolivia. MEH.1990

El objetivo principal del Atlas es permitir consultar el potencial de las 4 Energías Renovables en cualquier puntodel territorio nacional, asimismo convertirse en una herramienta que facilite el análisis de áreas favorables /desfavorables para la explotación de una determinada energía alternativa de acuerdo a su ubicación geográficay su entorno geográfico, por ejemplo de acuerdo a su proximidad, lejanía o accesibilidad de poblados, ríos,estaciones, otros.

Adicionalmente se permite incorporar como fondos los mapas e imágenes de satélite de “Google maps”, estasimágenes y mapas son periódicamente actualizados por Google y automáticamente incorporados en el Atlas.

Energías Renovables:· Radiación Solar

· Potencial Eólico

· Energía Biomasa

· Potencial Hídrico

Límites Administrativos:

· Limites Departamentales

· Limites Provinciales

· Límites Municipales

Otras:· Poblaciones

· Ríos

· Estaciones Meteorológicas

· Estaciones Hídricas

· Líneas AT

· Líneas MT


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Las capas de información que son utilizadas en la Aplicación son las siguientes:

Toda la información utilizada en esta aplicación se encuentra en formato SHP.Una vez que se ingresa a la página de la aplicación, en pantalla se despliega el Atlas de Energías Renovablesde Bolivia con la capa de Radiación Solar activa

4. Opciones y MenúsLa aplicación tiene los siguientes menús:Fondo: que permite seleccionar el fondo con el que se deseaver las capas de información de la aplicación. Las opcionesde este menú son las siguientes:

· Normal.- Mapa de Google

· Satélite.- Imágenes de Satélite

· Híbrido.- Mapas e Imágenes

· Físico.- Mapa Físico

· Ninguno.- Oculta el fondo

· Ver todo.- cuando se selecciona este botón, semuestra en pantalla el mapa c o m p l e t o d eBolivia y centrado en la pantalla (en la mismaubicación que cuando se ingresa a la aplicación).

· Acercamiento.- cuando se activa este botón,se puede seleccionar con el ratón unadeterminada área del mapa para que la mismase despliegue en toda la pantalla.

· Alejamiento.- cuando se activa este botón, sepuede seleccionar con el ratón un punto delmapa y en pantalla de desplegará unalejamiento del mapa teniendo como centro el punto seleccionado.

· Desplazamiento.- cuando se activa este botón,permite desplegar el mapa en la dirección quese mueve el ratón manteniendo oprimido elbotón izquierdo del mismo.

· Centrado.- cuando se activa este botón, permitedesplegar el mapa que tendrá como centro elpunto seleccionado por el usuario con el ratón

· Medición de distancias.- cuando se activa estebotón, se puede ir marcado puntos en elmapa con el ratón y las distancias entre los

puntos marcados se van sumando hasta tenerla distancia del recorrido total. Las distanciascalculadas y sumadas (acumuladas) sedespliegan en la parte izquierda inferior de lapantalla tanto en Kilómetros como en millas.

· Consulta de Datos.- cuando se activa este botóny se marca un punto con el ratón en el mapade Bolivia, aparece en pantalla un cuadro quedespliega las coordenadas del punto así comolos valores de las 4 energías renovablescorrespondientes a l punto marcado(independientemente de cuál sea la capa deinformación de energía alternativa activa).A continuación se despliega la figura quemuestra el cuadro con los datos del puntomarcado:

· Impresión.- cuando se activa este botón,aparece una ventana emergente de impresión.


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Herramientas: en este menú se habilitan los botonesque permiten manipular la información de la aplicación.Los botones que se habilitan en este menú son lossiguientes:

Capas: en este menú se ubica la información más importante en la parte superior del mismo. Cuando se activaeste menú, se despliega un cuadro en pantalla que contiene la siguiente información:

· Submenú de Energías Renovables.- que tiene activada la capa de RadiaciónSolar. En este submenú es donde se puede activar las otras capas deEnergías Alternativas pero con la restricción de que se puede activar unasola capa de Energía Alternativa a la Vez.

· La leyenda de la capa de Energía Renovable Activa.- Se muestra lossímbolos con sus valores correspondientes a los rangos establecidos paracada una de la capas de información de las Energías Alternativas. En pantallase muestra los valores de la capa de Energía Alternativa ACTIVA (en lafigura de Radiación Solar).

· Leyendas de Límites Administrativos.- Muestra los símbolos con losque están representados los limites de los Departamentos, Provincias yMunicipios.

· Leyendas de las otras capas de información geográfica de referencia.-Muestra los símbolos con los que están representados las demás capas deinformación que son: Ríos, Poblaciones, Estaciones Meteorológicas,Estaciones Hídricas, Líneas AT y MT.

· Controles para activar / desactivar las capas de información geográficade referencia.- Permite activar / desactivar (desplegar o no en pantalla)cada una de las capas de información geográfica referencial.

· Metadatos.- Cuando se selecciona esta opción aparece en pantalla uncuadro con los metadatos de la capa de información de Energía Alternativaque este activa en ese momento, tal como se observa en la siguiente figura:

Búsquedas: cuando se activa estemenú, se despliega en pantallaun cuadro que permite obtenerla ubicación de una determinadapoblación o rio.


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Acerca de: cuando se activa este menú,se despliega en pantalla un cuadro conla información correspondiente a laAplicación

Adicionalmente se muestra de manera permanente (no se la puede quitar) en la partesuperior derecha de pantalla otras herramientas que permite realizar desplazamientos delos mapas hacia las cuatros direcciones (norte, sur, este y oeste) así como acercamientos yalejamientos de los mismos. Estas herramientas son mostradas en la siguiente figura:


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Esta herramienta no exige de conocimientos sobre paquetes informáticos especiales. Paraque el diseño sea ágil y permita el acceso por internet, se optimizado su funcionamiento ydinámica, de tal manera que la consulta y obtención de resultados a través de conexionesde internet de relativa limitación en el ancho de banda, no sea un impedimento para suutilización.

Otras tecnologías como las Pilas de Combustible yMotores Stirling son prometedores, sin embargocomercialmente solo se encuentran disponibles para

capacidades de energía relativamente pequeños dehasta aprox. 150 kWe.


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Anexo II:

Tecnologías de Biomasa - Visión General yFundamentos Claves

1 Fundamentos - Tecnologías de BiomasaComo regla general, las tecnologías de gasificación debiomasa disponibles comercialmente son másapropiadas que las tecnologías convencionales decombustión de biomasa para cubrir demandas deenergía de hasta 5MW aprox. Para demandas deenergía superiores a 10MW, el uso de tecnologías debiomasa convencionales son generalmente másapropiadas. Esto se explica fundamentalmente ensentido de que los altos costos de inversión inicial delas tecnologías convencionales de combustión debiomasa son similares para la establecer una centralde energía de 5MW que para una central de energía

de 10MW. La zona "gris" entre 5 y 10 MW dependede varios factores como la disponibilidad y distanciaa recursos necesarios para la biomasa. Con respectoa la planificación y permisos, incluidos los requisitospara las evaluaciones ambientales, a menudo es másfácil establecer pequeñas Unidades de Energíadescentralizadas inferiores a 10MW, dependiendo delas leyes y reglamentos locales.

La siguiente tabla incluye las cifras financieras para undeterminado número de tecnologías que pueden serconsideradas adecuados para las centrales de energíade biomasa (rango de gasificación: 1-5 MWe), es decir,los costos específicos de inversión, operación ymantenimiento. En algunos casos faltan datos, lo querefleja que las fuentes lo suficientemente fiables paraproporcionar dicha información no han estadodisponibles.

Cuadro 1:Cifras claves para un número seleccionado de tecnologías que utilizan energía de biomasa.


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2 Tecnologías Apropiadas para laGasificación de Biomasa

En este capítulo se incluye una breve descripción delos dos conceptos principales de gasificación quepueden ser seleccionadas como opciones potencialespara pequeñas Plantas de Energía descentralizadasestablecidas en base a gasificación de biomasa. Losconceptos se denominan Gasificación medianteCorriente Ascendente y Gasificación Fase - Corriente

Descendente. La eficiencia energética de este tipo desistemas de gasificación de biomasa está en el rangode 23 - 32% respecto a la energía eléctrica y el 70 -85% respecto a una producción combinada de calory energía (CHP).

2.1 Concepto: Gasificación medianteCorriente Ascendente

En el gasificador de corriente ascendente, elcombustible de biomasa húmeda se coloca en la partesuperior y desciende por efecto de los gases quesuben a través del reactor. Para abastecer aire parael proceso de combustión y vapor para el proceso degasificación, se suministra aire caliente y húmedodesde la parte inferior del reactor. Gas combustiblea baja temperatura (debido a la evaporación de lahumedad en la zona de secado) se descarga en la partesuperior del reactor, y la ceniza resultante del procesode combustión generado por calor se extrae de la

parte inferior del reactor a través de una llave de agua.

Los procesos específicos, que se muestran en figura1 se detallan a continuación:

Secado, se remueve el agua libre de humedad y célulasenlazadas de la biomasa por evaporación. Estosprocesos se deberían llevarse a cabo idealmente auna temperatura de hasta 160º C utilizando el calorresidual del proceso de conversión.

Pirolisis, se liberan los gases volátiles de la biomasaseca por medio de temperaturas que van hasta unos700° C. Estos gases son vapores no condensables(como por ejemplo, el metano y el monóxido decarbono) y vapores condensables ??(varios compuestosde alquitrán) y el residuo de este proceso seráprincipalmente carbón activado.

Reducción, el carbón activo reacciona con el vapor deagua y dióxido de carbono para formar gasescombustibles como el hidrógeno y el óxido de carbono.El proceso de reducción (o gasificación) se lleva a caboen la temperatura que se extiende hasta 1.100° C.

Oxidación, se quema parte del carbón para proveercalor para los procesos anteriormente descritos.La ventaja del proceso de gasificación es que losresiduos de biomasa no homogénea se convierten enun gas homogéneo con un considerable incrementoen sus niveles de aplicación:

- La tecnología se considera comprobada ycomercial.

- El gas producido puede, sin ningún tipo delimpieza, ser utilizado para encender calderas devapor a gas combinadas con turbinas a vapor opara incrementar el sobrecalentamiento de vapor(y consecuentemente mayor eficiencia de energía)en, por ejemplo, plantas municipales de energíade residuos sólidos.

- El gas producido puede, tras una simple limpieza,ser quemado usando tecnología de quemado congas de bajo NOx en conexión con tecnologías deencendido indirecto de energía (tales comoturbinas de de encendido indirecto a gas ymotores Stirling) con una eficiencia superior al28%.

- Después de adecuada limpieza, el gas producidopuede incluso ser utilizado para el encendidodirecto de turbinas y motores a gas (con unrendimiento potencial superior a 32%), y en elfuturo también para alimentar las pilas decombustible (con una eficiencia superior al 40%).- Las relativamente bajas temperaturas delproceso (hasta aprox. 850° C) puede permitir la


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conservación y el reciclaje de la fracción denutrientes de la biomasa.

2.2 Concepto: Gasificación Fase - Corriente DescendenteLa corriente descendente de gas ("base fija co-corriente") es similar a la corriente ascendente("contra-corriente"), pero los agentes de la gasificaciónfluyen paralelamente sobre la corriente con elcombustible (hacia abajo, de ahí el nombre de"Gasificación mediante Corriente Descendente"). Serequiere agregar calor a la parte superior de la base,ya sea por combustión de pequeñas cantidades decombustible o por fuentes de calor externas. El gasproducido sale del generador de gas a altastemperaturas, y la mayor parte de este calor es amenudo transferido el agente de gasificación añadidoen la parte superior de la base, lo que resulta en unaeficiencia energética al nivel del tipo "contra-corriente". Dado que todos los alquitranes deben pasar a travésde base caliente de la charla en esta configuración,los niveles de alquitrán son mucho más bajos que eltipo de contra-corriente.

El llamado Gasificador de base fija de tres etapas sedivide en las siguientes etapas: la pirolisis, lacombustión y la gasificación.

La gran ventaja del proceso es la alta tasa de eficienciade más del 80% de biomasa a energía al generar calory electricidad, sin embargo hasta el 30% de eficienciaa partir de biomasa para la producción de energía.

La característica principal del proceso es que noproduce ningún alquitrán en el gas por lo que requiereúnicamente de un simple sistema de limpieza de gasen seco. Los alquitranes en el gas de pirolisis sequiebran térmicamente al pasar por la zona decombustión (hasta 1.250° C) y la base fija.

Además, el sistema de gasificación puede ser diseñadosin partes móviles en las zonas cálidas del proceso,reduciendo el mantenimiento y la mejora de ladurabilidad.

2.3 Ejemplo: Gasificación de Astillas de Madera de Operaciones ForestalesPara proyectos de escala relativamente pequeña de

0,1 - 5 MWe, que utilizan astillas de madera comocombustible, la opción más económica sería lautilización de una combinación de motores agasificación de biomasa y gas (diesel) para laproducción de electricidad. La empresa danesaBioSynergi, viene desarrollando y comercializandolos últimos años un completo Sistema de Energía queutiliza astillas de madera de las operaciones forestalespara la generación combinada de electricidad y calor. Con el fin de beneficiarse plenamente del sistemadebe haber una demanda, tanto de electricidad comodel calor que genera el sistema.

Con un suministro anual de biomasa con un contenidode energía de aprox. 8.000 MWh, el sistema es capazde producir:Capacidades:

300 kW de electricidad700 kW de calorProducción de energía anual:Electricidad: 1.800 MWh/año (aprox. 23% de eficacia)Calor: 4.000 MWh/año (aprox. 50% de eficacia)

Un proyecto de demostración a escala real se estápreparando para el año 2012, donde BioSynergientregará el calor producido a la compañía desuministro de energía de la municipalidad de Hilleroed(Dinamarca), mientras que la electricidad resultanteserá suministrada a la red eléctrica nacional.

2.4 Ejemplo II: Sistema de Gasificación de Biomasa Ajustada a Climas Cálidos

En muchos lugares con clima cálido, la necesidadinmediata de calor no es evidente y por lo tanto elconcepto de calor y electricidad combinados (CHP) noes de aplicación inmediata (salvo para los casos enque la generación de calor pueda ser utilizado, porejemplo, para aplicaciones industriales o dotación deagua caliente para hospitales).

Algunos conceptos/proyectos experimentales planteanla utilización de calor excesivo para la optimizaciónde la eficiencia eléctrica del plan de biomasa. En teoríaesto puede aumentar la eficiencia eléctrica depequeñas centrales de energía descentralizadas de26% hasta por encima del 35%. Un concepto/proyectopiloto de la empresa Babcock Wilcox y Völund (BWV)

(45) WWW.biosynergi.dk/en/

(45)


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con sede en Dinamarca, está diseñado con unaeficiencia eléctrica de aprox. 4MWe. Esteconcepto/proyecto piloto está diseñado en laactualidad para la gasificación de astillas de maderade un tamaño determinado y una humedad de másdel 35%. Otras fuentes de biomasa pueden serconsideradas, pero están sujetas a un escrutinioadicional.

Por ejemplo, la gasificación de cáscara de arroz, cocoy otros productos residuales de biomasa se haconvertido en una práctica bastante común, pero lacalidad de las tecnologías disponibles en el mercadovaría considerablemente, por lo tanto se debe tenercuidado en la adquisición de dichas centrales deenergía.

2.5 Ejemplo III: Gasificación de Lodos de Aguas Residuales

La gasificación de lodos procedentes de Plantas detratamiento de aguas residuales es una opción quevale la pena examinar. Un concepto desarrollado porla empresa TK Energi puede ser resaltado. Elproceso tiene tres fases: i) Secado, ii) Gasificación (porcorriente descendente), y iii) Generación deElectricidad.

El calor producido se utiliza para el secado de los lodosy como tal debe ser considerado como regenerativoy no como parte de la producción de energía de lacentral. Sin embargo, se prevé una capacidad netade producción de energía de aprox. 180 kWe portonelada de lodo húmedo. Una planta de demostracióna pequeña escala ha sido probada y una planta a granescala se está construyendo con una potencia eléctricaneta de aprox. 1,7 MW sobre la base de 9,5 ton/h delodos de aguas residuales (basado en un contenidode materia seca de los lodos de aprox. 32%).

2.6 Ejemplo IV: Gasificación de Biomasa de Residuos Diversos.

Un sistema de gasificación llamado "Pyroneer" se hadesarrollado durante los últimos 15 años encolaboración con la Universidad Tecnológica deDinamarca y la Danish Fluid Bed Technology (DFTB),entre otros. El proceso se basa en la gasificación abajas temperaturas (corrientes ascendentes) de

residuos "difíciles" como la paja, los cultivosenergéticos, el estiércol y distintos tipos de residuosbiológicos. Una cuestión clave ha sido el reciclaje denutrientes (por ejemplo fósforo y potasio), posibilitadoal evitar altas temperaturas en la cámara de pirolisis,evitando así la disolución de las cenizas.

El gas producido puede alimentar directamente a unacentral de energía de gran escala, incrementandosustancialmente la porción de biomasa en los sistemasde alimentación de las centrales de combustión deenergía convencionales. El contenido de alquitrán delgas es bastante alto, por lo tanto inicialmente sealimentará el gas directamente en la cámara decombustión de la central eléctrica, pero en el futurohay expectativas de que el gas pueda ser limpiado yutilizado en el sistema de distribución de gas naturalo de los vehículos. Una central de energía de 6MWfue encargada en marzo 2011 en las inmediacionesde una central eléctrica convencional en Copenhague. Se espera una producción 2.000 m3 de gas por horamediante la alimentación de 1,5 toneladas de pajapor hora. La fase de prueba se prolongará hasta el2013-2014, el concepto es propiedad y está siendocomercializado por la Compañía Eléctrica Dong Energyde Dinamarca.

2.7 Ejemplo V: Gas Natural Sintético (GNS)a partir de Biomasa

Un interesante proyecto sueco, apunta a laproducción de gas natural sintético a partir de biomasa. El proyecto comprende el diseño de la primera centraldel mundo para la producción de un substituto al gasnatural (GNS) a partir de biomasa. El proceso completose refiere a la producción de biometano (Bio-GNS) através de la gasificación térmica de residuos forestalescomo ramas, raíces y las tapas. La biomasa se convierteen un gas inflamable en la central de gasificación, elgas resultante se purifica y luego es convertido, enuna central de metanización, en un biogás con unacalidad comparable a la del gas natural, permitiendoque los dos tipos de gases se mezclen en la red de gasde Gotemburgo, hasta que el gas natural es eliminado.El calor liberado en el proceso se recupera en formade vapor sobrecalentado y agua caliente, que seránutilizados para la calefacción de distrito, como resultadose aprecia un sistema de energía de una eficienciamuy elevada.

(46)

(47)

(47) www.dongenergy.com(46) www.tke.dk

(48)

(48) La empresa Topsoe contribuirá con el acondicionamiento de gas y con la tecnología de metanización.


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La central de energía será la primera de su tipo cuandoentre en funcionamiento a fines de 2012, y podrá serreplicada en el resto del mundo.

El proyecto es propiedad del consorcio GoBiGas(49)(Gothenburg Biomass Gasification), y como principalpropietario Göteborg Energi AB. La planta se emplazarájunto a la Central de Calefacción del distrito Rya enGotemburgo.

3 Motores Stirling

A diferencia de los motores de combustión interna(por ejemplo, gasolina, diesel y motores de gas natural),los motores Stirling son impulsados por una fuentede calor externa y por tanto no dependiendo de loscombustibles de alta calidad. Esto hace que los motoresStirling sean especialmente adecuados para lautilización de recursos de biomasa.

El motor Stirling es especialmente adecuado como unsistema de carga de base con una demanda anual decalefacción en el rango de 1 a 10 GWh El sistemapuede ser diseñado en el marco de gasificadores debiomasa que las cámaras de alimentación decombustión con un motor Stirling montado. Laeficiencia eléctrica y el calor son aprox. 20% y 70%respectivamente, lo que resulta en una eficienciaglobal del sistema de aprox. 90% (siempre que existauna demanda de calor).

Ventajas:- Fácil control de combustión de gas con bajas

emisiones.- Completamente automático- No requiere limpieza de gas o filtraciones de gas.- Pocos componentes.- Tecnología comprobada- Requerimiento de combustible flexible (35 – 55

% humedad de las astillas de maderas)

Los motores Stirling se combinan a menudo con losgasificadores que convierten la biomasa en gascombustible (como se describe en una sección aparteanterior). El motor Stirling se coloca en la cámara decombustión y utiliza la diferencia de temperatura delproceso de combustión y el entorno para producirelectricidad. La empresa Stirling.dk es actualmente la

comercializadora de una serie de soluciones de energíabasados en el concepto de Stirling. Motores de lascompañías Stirling están actualmente disponibles enel mercado en forma de calor combinado y módulos,con una potencia de 35 a 140 kWe de potencia y calorkWth 140-560. Los módulos pueden ser combinadosen un sistema de entrega de 560 kWe de potencia y2240 kWth de calor. Los sistemas son ideales para lacalefacción/refrigeración y generación de energía enlos edificios grandes, pequeños, los establecimientosindustriales y explotaciones agrícolas y para generaciónde energía en comunidades aisladas.

Cabe señalar que el motor Stirling no es adecuadopara aplicaciones industriales donde el vapor serequiere que la salida será en forma de agua caliente.Además, con el fin de mejorar la economía del proyectode puesta en marcha, el motor Stirling sólo debeutilizarse cuando una carga de base de calor se requieredurante aprox. 8 meses del año. La producción deelectricidad debe ser considerada como unsubproducto de crear una fuente adicional de ingresospara mejorar el retorno de la inversión. En principio,los motores Stirling DK pueden generar electricidadde cualquier fuente de calor de alta temperatura.Posibles fuentes de energía incluyen, por ejemplo,astillas de madera, aceite y grasa biológica, biogás yun diverso rango de diferentes energías.

Hasta el año 2014 la empresa Sterling.dk sólo se refierea los mercados de la UE, pero hasta entonces unproyecto piloto fuera de la UE puede ser consideradosiempre que el proyecto cumpla con ciertos requisitos.

4 Motores de vapor

Esta es una tecnología disponible fuera de la plataformacomercial que es relativamente caro, pero muyconfiable y sobre todo procedente cuando existeabundancia de biomasa barata. La eficiencia de losmotores no es muy alta (aprox. 13%), pero la seguridadde funcionamiento es muy alta y el mantenimientoes simple.

El ciclo del motor de tipo tornillo se basa en el procesoconvencional de Rankine. En frente al proceso deturbina de vapor el vapor se expande en un motor detipo tornillo, que está conectado a un generadorproduciendo energía eléctrica.

(49)

(49) www.goteborgenergi.se/English/Proyects/GoBiGas_Gothenburg_Biomass_Gasification_Project


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El motor de tipo tornillo se deriva de los compresoresde tornillo y, en consecuencia, basado en el motoramplio know-how. motores tipo tornillo son adecuadaspara instalaciones de cogeneración de biomasa en elrango de 200 a 2.500 kWel, donde los parámetros devapor puede variar, debido a las variaciones delcontenido de agua de combustible y el tipo decombustible de biomasa utilizados, y donde un diseñosimple y pesado es necesario, permitiendo bajoscostos operativos y de mantenimiento.Máquinas de vapor tipo tornillo para la biomasacogeneración a pequeña escala las aplicaciones tienenun número de ventajas en comparación con lasturbinas de vapor convencionales y máquinas de vapor:

- comparativamente alta eficiencia eléctricapara las unidades de cogeneración a pequeñaescala (<1.000 kWe)

- El motor de tipo tornillo tiene una eficaciaparcial de la carga muy bien sobre una ampliagama de condiciones de cargas

- Las fluctuaciones de carga de entre 30 y 100%de la producción nominal de la energíaeléctrica no son un problema

- El motor de rosca no es sensible a lasfluctuaciones de la calidad del vapor. Inclusolas gotas de agua en vapor, que puede ocurriren una caldera simple debido al malfuncionamiento o los cambios de la calidaddel combustible, no causan problemas en losmotores de tipo tornillo

- El ciclo de vapor y el ciclo del petróleo estáncompletamente separadas por un sistema deaire de bloqueo

- La operación totalmente automática y de fácilmanejo ahorra los gastos de personal

- El motor de tipo tornillo es una máquina muycompacta y provoca bajos costos demantenimiento

La compañía del BIOS BIOENERGIESYSTEME GmbH,Alemania es una de las empresas que puede ofrecerel tornillo estándar máquinas de vapor tipo, que utilizanla biomasa como combustible.

5 Biocombustibles de Segunda Generación

Los biocombustibles de segunda generación han sidodesarrollados a fin de resolver uno de los dilemas dela primera generación de biocombustibles

convencionales que han sido considerados, en muchoscasos, como una amenaza contra el suministro dealimentos y la biodiversidad. La segunda generaciónde biocombustibles puede contribuir a la solución deestos problemas y a abastecer en mayor proporciónnuestro suministro de combustible de manerasostenible, además son económicamente accesiblesy con mayores beneficios ambientales. Las centralesconstan de lignina, hemicelulosa y celulosa, lastecnologías de segunda generación usan una, dos otodos estos componentes.

El objetivo de los procesos biocombustibles desegunda generación es optimizar la cantidad debiocombustible que puede ser producido de formasostenible mediante el uso de biomasa compuesta deresiduos no comestibles de cultivos disponibles, talescomo tallos, cáscaras y hojas que a menudo sondesechados una vez que el cultivo de alimentos hasido cosechado. También se aplica a cultivos que nose utilizan con fines alimenticios (cultivos noalimenticios), como la paja, hierba, jatrofa, cosechaentera de maíz, miscanthus y cereales que llevan pocode grano. Desechos industriales tales como astillas demadera, pieles y pulpa de frutas exprimidas, racimosvacíos de frutas y otros, también pueden ser utilizados.

Las secciones siguientes, introduce dos conceptos debiocombustibles de segunda generación querecientemente se han desarrollado en Dinamarca,denominados Inbicon y BioGasol.

4.1 InbiconLa tecnología Inbicon fue originalmente desarrolladapara convertir la paja en etanol, alimento para animalesy biocombustibles sólidos, pero puede ser adaptadoa otros tipos de biomasa, como el rastrojo de maíz,hierbas, cascara de caña, residuos domésticos, etc.La tecnología de núcleo de Inbicon, probadoinicialmente en nuestras centrales piloto a partir de2003, es un proceso de tres etapas: acondicionamientomecánico de la biomasa, tratamiento previohidrotermal y la hidrólisis enzimática. El proceso liberade la central, bloques armados de materia: celulosa,hemicelulosa y lignina, transformándolos para finesútiles.

El primer paso -acondicionamiento mecánico-comienza por el corte de fardos de biomasa de grantamaño en pequeñas piezas. Luego es acondicionado


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utilizando un método específico, lo que hace que seamás fácil de procesar.

Como el pre-tratamiento, Inbicon produce una mayorconcentración de azúcar en el líquido que seráfermentado, la “cerveza“ resultante o alcoholconcentrado es por lo menos el doble (30-40% demateria seca) del porcentaje normal esperado en elprocesamiento de etanol celular. Así cada lote tienemucha menos agua y mucho más etanol, aumentandoaún más el rendimiento y la eficiencia. Esto da comoresultado un combustible renovable de menor costopara el consumidor.

Se ha construido una planta de demostración enKalundborg (Dinamarca), integrado con la cercanaEstación de Energía de Asnaes Power, propiedad dela empresa matriz DONG Energy.

La primera refinería Inbicon a biomasa, procesaanualmente 33.000 toneladas de paja que se traduceen la producción de 1,4 millones de galones de etanolcelular, 14.333 toneladas de lignina y 12.128 toneladasde melaza C5.

Inbicon está planificando proyectos en Malasia y losEstados Unidos que producirán aprox. 7,5 y 20 millonesde galones al año, respectivamente. Esta tecnologíapuede proporcionar una solución a la escasez deproducción de combustibles renovables a partir decultivos no alimenticios y puede ser adaptada a losresiduos del cultivo disponibles. El proceso de Inbiconpuede convertir la paja del trigo en Dinamarca o Dakotadel Norte, mazorcas de maíz y rastrojo en Ontario oIowa o China, racimos vacíos de fruta en la Penínsulade Malay y la cáscara de caña de azúcar en Brasil oBolivia.

4.2 BioGasol

El concepto tecnológico de BioGasol es desarrolladopara resolver los principales obstáculos para laproducción de bioetanol a partir de materialeslignocelulósicos utilizando una conversión rentable

de la materia prima, optimizando al máximo la cantidadde biocombustibles y reduciendo al mínimo laeliminación de agua procesada.

La clave para el éxito de la producción de bioetanolde segunda generación se encuentra en el usoadecuado de la materia prima con una tecnologíarespetuosa del medio ambiente. Por lo tanto elesquema del proceso general BioGasol se ha definidopara producir la máxima cantidad de biocombustiblespor unidad de materia prima y para incrementar losbeneficios del proceso mediante la utilización de losresiduos, conversión de energía y de refinación desubproductos.

El principal producto es el bioetanol - pero laproducción de otros biocombustibles, como el metano,hidrógeno y otros valiosos productos derivados de laspartes de la biomasa, no adecuado para la producciónde etanol, tal combustible sólido agrega un valor totala los beneficios globales del proceso.

BioGasol ha desarrollado un nuevo proceso previoaltamente eficiente y de costo efectivo para la aperturade biomasa lignocelulósica y un C5 único defermentación, permitiendo la conversión de todos loscarbohidratos disponibles en la biomasa dentro eletanol y siendo capaz de aumentar y maximizarnotablemente el rendimiento del etanol.

El objetivo es producir bioetanol sostenible yrespetuoso del medio ambiente como sea posible. Elconcepto incluye tanto la recirculación y reutilizaciónde todas las corrientes producidas en el proceso. Lareutilización de agua procesada es posible gracias ala integración de una parte de la producción de biogásen proceso. De esta manera se purifica las aguasresiduales tóxicas, pudiendo ser reutilizados en elsistema, al mismo tiempo que el biogás se estáproduciendo.

El concepto BioGasol consta de las siguientes fases:(i) pre-tratamiento, (ii) hidrólisis; (iii) fermentación,(iv) digestión anaeróbica de aguas procesadas yrecirculación.

(50)

(50) www.inbicon.com/Biomass%20Refinery/Pages/Inbicon_Biomass_Refinery_at_kaludborg.aspx (51) www.inbicon.com/the%20ethanol%20solution/Pages/the%20ethanol%20solution.aspx

(51)

Figura 2: Ilustración del concepto de proceso BioGasol

Una de las ventajas del concepto es que casi todos loscarbohidratos en la materia prima se convierten enbioetanol (producto principal) e hidrógeno, mientrasque la fracción no utilizada se convierte en metano.Aproximadamente el 15% del material de entrada seseparará como un combustible sólido, pudiendo serutilizado para la combustión. Esta fracción puedeaumentar o re-distribuirse a la unidad de pre-tratamiento y utilizarse junto con materia prima fresca.Desde 2006 el concepto se aplica en escala piloto enla Universidad Técnica de Dinamarca. BioGasol estátrabajando actualmente en dos proyectos, uno en

Dinamarca y uno en el estado de Oregón en los EstadosUnidos. En lo que respecta a Dinamarca, BioGasol seestá construyendo una central de materia primaflexible Born BioFuel, en la isla de Bornholm, dondese demostrará cómo el proceso de conceptos puedeser rentable adaptando a los bajos costos de la materiaprima en la región. En colaboración con Pacific Ethanolse construirá una central de etanol de celulosa,localizada y emplazada compartiendo espaciocomún con una central de etanol y maíz con enBoardman, Oregón, en los EE.UU. del Norte de la CostaOeste.


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(52)

(52) www.biogasol.com/Concept-and-Technology-51.aspx

R E L L E N O S S A N I T A R I O S

Alpacoma (La Paz)

Villa Ingenio (El Alto)

Kara Kara (Cochabamba)

Santa Cruz

TOTAL

34.710

29.165

28.213

82.680

174.768

Proyecto

Reducciónanual de

emisionesal quemarmetano

(ton CO2e)

Fuente de información:

1.653

1.389

1.343

3.937

8.322

Generaciónanual demetano

(toneladas)

8.297

6.972

6.744

19.764

41.778

Generaciónanual

estimada(MWh/año)

1.466

1.232

1.192

3.493

7.383

Potenciaestimada

(kW)

Estudio de Factibilidad rellenos ciudad de La Paz

Estimado en base a la cantidad de basura

Estimado en base a la cantidad de basura

PDD Proyecto de quema de gas del relleno sanitario de Santa Cruz

Datos utilizados Valor Unidad Fuente

Potencia / capacidad de molienda de Guabirá 0,0013125 MW/TCD Guabirá Energía S.A.

Inversión por kW excluyendo calderas 600,00 $US/kW Guabirá Energía S.A.Inversión por kW incluyendo calderas 1500,000 $US/kW Guabirá Energía S.A.

Guabirá 16.000 21 12.600.000 31.500.000 Está generando energía desde 2009UNAGRO 15.000 20 11.812.500 29.531.250 Cuenta con estudios necesariosLa Bélgica 6.000 8 4.725.000 11.812.500 Sin avance conocidoSan Aurelio 10.000 13 7.875.000 19.687.500 Sin avance conocidoBermejo 4.000 5 3.150.000 7.875.000 Sin avance conocidoTOTAL 51.000 67 40.162.500 100.406.250

Anexo III: Costos de Producción de Tecnologías de Biomasa Proyectos de Referencia INGENIOS AZUCAREROS

EmpresaCapacidad de

molienda(TCD)

Potenciaestimada

(MW)

Inversión requerida

sin calderas ($US)Inversión requerida

con calderas ($US) Situación Actual

Fuentes de información sobre proyectos de la región:PDD Tecamac – EcoMethane Landfill Gas to Energy Project (México)PDD Bionersis project on La Duquesa landfill (República Dominicana)PDD Tultitlan – EcoMethane Landfill Gas to Energy Project (México)PDD Huaycoloro landfill gas capture and combustión (Perú)PDD Methane capture and destruction on Las Heras landfill in Mendoza (Argentina)

PLANTAS DE TRATAMIENTO DE AGUAS

TOTAL 98.574 4.694 27.175 9.247 27.284.889Saguapac (Santa Cruz) 36.674 PDD Saguapac 1.746 10.110 3.440 10.151.217Alba Rancho (Cochabamba) 27.300 PDD Alba Rancho (ODL) 1.300 7.526 2.561 7.556.531

Puchukollo (El Alto) 34.600 PDD Puchukollo (ODL) 1.648 9.538 3.246 9.577.142

(toneladas) (MWh/año)metano (ton CO2e) (kW) ($US)información: metano estimadaProyectoemisiones al quemar estimada requeridaFuente de anual de anualReducción anual de

Potencia InversiónGeneración Generación

aguasInversión por kW en plantas de tratamiento dede aguas 1,97Potencia por ton metano en plantas de tratamientode tratamiento de aguas 5,79Generación de energía por ton metano en plantasPotencial de Calentamiento Global de metano 21

Datos utilizados Valor Unidad Fuente

,622950 de LatinoaméricaEn base a PDDs de proyectos parecidosde LatinoaméricaEn base a PDDs de proyectos parecidosde LatinoaméricaEn base a PDDs de proyectos parecidosIPCC

$/kW

/año

metanokW/tonmetano

MWh/ton

Fuentes de información sobre proyectos de la región:PDD Methane Recovery and Electricity Generation Project GCM 25 (México)PDD EECOPALSA – Grid connected renewable electricity generation from biogas recovered at PALCASA Palm OilMill (Honduras)PDD Biogas energy plant from palm oil mill effluent (Guatemala)

4.3 Fluidos Súper Críticos – SCF

La compañía SCF TECHNOLOGIES A/S ha desarrolladoel llamado proceso de CatLiq, es capaz de convertirresiduos y biomasa en un costoso y competitivosustituto verde del petróleo crudo que puede serutilizado para la producción de calor y electricidad opara perfeccionarse en combustible de transporte.

A diferencia de las tecnologías de combustión ygasificación existentes que son las más adecuadaspara los residuos secos y la biomasa, esta tecnologíaes capaz de generar energía a partir de residuoshúmedos y biomasa que contiene más del 50% deagua.

El proceso de CatLiq® tiene una alta flexibilidad dealimentación y es capaz de utilizar un número deentradas con valor bajo o sin valor, como:

• Los lodos de tratamiento de aguas residuales• El estiércol de la producción ganadera• Los residuos de la elaboración de alimentos• Residuos de la producción de etanol y la producción de bio-diesel• Algas

Las materias primas pueden ser utilizadas por separadoo en una mezcla.

El proceso convierte los residuos orgánicos húmedosy la biomasa en cuatro productos corrientes separadas:

• Aceite• Gas• Minerales (fósforo, por ejemplo)• Los afluentes del agua

El aceite del producto es un sustituto del petróleocrudo con un valor de calentamiento de aprox. 35 MJ/ l que es similar al petróleo crudo fósil. El aceitepuede ser almacenado y mezclado con el crudo fósilque lo convierte en un combustible ecológico flexible.

El gas es utilizado internamente para procesos decalefacción, mientras que los minerales y el aguapueden ser utilizados tal cual o ser tratadosposteriormente con el fin de maximizar su valor.(53)

6 Pilas de Combustible

Las pilas de combustible tienen la capacidad deconvertir la energía química de un combustible enelectricidad, sin el uso de partes mecánicas móviles.Las mismas deben ser consideradas como una especiede batería, sin embargo requieren de un flujo continuode combustible.

La tecnología de pilas de combustible es unatecnología prometedora que podría ser utilizada paraaumentar la eficiencia en la conversión de biomasaen electricidad. Una pila de combustible típicaconvierte aprox. 50% del contenido energético delcombustible en electricidad y 50% en calor, por lo quesupera a todas las otras tecnologías energéticas deconversión, especialmente en lo que se refiera apequeñas centrales de energía descentralizadas. Porotro lado, a pesar de que hay pilas de combustibledisponibles comercialmente, se encuentran a preciosmuy elevados, requieren de combustible muy limpioy su fiabilidad operacional a largo plazo no se haprobado. En el contexto de la electrificación rural, latecnología de pilas de combustible se encuentra enuna etapa inicial, pero debe considerarse como unatecnología muy interesante para un futuro cercano.

Las pilas de combustible convencionales se agrupanen dos tipos básicos de pilas: pilas PEM (ProtonExchange Membrane) y pilas de alta temperatura(SOFC, MCFC, y recientemente PCFC). La pila decombustible PEM es la más común y utiliza elhidrógeno como combustible. Las pilas de combustiblede alta temperatura están diseñadas para una variedadde combustibles (hidrocarburos y alcoholes) que loshacen apropiados en relación a los combustibles debiomasa como el biogás, la biomasa gasificada, y elgas natural sintético.

Las pilas de combustible de alta temperaturaconvencionales contienen materiales cerámicos quelos hacen más caros. Recientemente, materialesalternativos han sido identificados, capaces de rebajarsu precio. En contraparte aumenta el tamaño suspartes mecánicas, de esta manera se acerca aconvertirse en una tecnología de energía comercialcompetitiva.

(53) www.scf-technologies.com(54) Por ejemplo, existe la disponibilidad comercial de pilas de combustible SOFC de la empresa Topsoe. www.topcefuelcell.com.


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(53)(54)

Anexo IV: Términos de ReferenciaConsultoría “Plan Estratégico para elDesarrollo de Energías Renovables enBolivia, Fase 1”

1. Antecedentes

1.1 Introducción

La Constitución Política del Estado Plurinacional deBolivia establece en su artículo 378 que las diferentesformas de energía y sus fuentes, constituyen un recursoestratégico, su acceso es un derecho fundamental yesencial para el desarrollo integral y social del país, yse regirá por los principios de eficiencia, continuidad,adaptabilidad y preservación del medio ambiente.

Es prioridad del Gobierno, llevar adelante un decididoesfuerzo por mejorar los actuales niveles de cobertura,sobretodo en el área rural, aumentar la capacidad degeneración de todo el sistema, integrar al país conmayores líneas en alta, media y baja tensión yaumentar la participación de las energías renovablesdentro de la matriz energética con el propósito dediversificar la oferta de energía eléctrica, propiciandoel uso de energías compatibles con la conservacióndel medio ambiente.

Las energías renovables son consideradas comoestratégicas dentro del Plan Nacional de Desarrollo(PND), en particular en las políticas de desarrollarinfraestructura eléctrica para atender las necesidadesinternas y generar excedentes con la exportación deelectricidad y de soberanía e independencia energéticadel país.

Dentro de este contexto, el Viceministerio deElectricidad y Energías Alternativas solicitó apoyo a lacooperación danesa para la elaboración del PlanEstratégico para el desarrollo de Energías Renovablesen Bolivia, documento que puede aportar a viabilizarel desarrollo de estas tecnologías. La elaboración delplan comprende 2 fases; los TDRs a seguir presentanel alcance para la Fase 1, que - entre otros aspectos- debe definir a partir de un relevamiento deinformación, los alcances para la Fase II. (Rewashing).

2. Potencial de energías renovables enBolivia

2.1 EólicaBolivia tiene un potencial eólico localizado debido asus condiciones geográficas, sin embargo, a pesar deello se han identificado corredores de viento, en loscuales es posible realizar la explotación de este recursoen condiciones óptimas. Estos corredores estánubicados en las siguientes áreas:

· Sudeste del Departamento de Santa Cruz enuna zona de orografía llana y con densidadesde aire elevadas.

· Corredor Oeste – Este, en un eje La Paz-Cochabamba-Santa Cruz

· Corredor Norte – Sur, en un eje La Paz-Potosí-Uyuni

· Sud oeste del departamento de Potosí, en elárea de influencia Laguna Colorada

Se estima que el potencial eólico de Bolivia supera los100 000 MW de potencia, considerando el avancetecnológico actual de aerogeneradores. Como se puedever en el mapa eólico de Bolivia, el potencial escomparable con los mejores emplazamientos delcontinente europeo.Sin embargo, si bien a nivel macro el potencial esinteresante, lo que aún no se tiene es la identificaciónen terreno de los sitios de posibles emplazamientos,debido a la ausencia de mediciones de campo.

2.2 Solar

Todo el territorio de Bolivia está ubicado en una franjaque recibe la mayor cantidad de radiación solar delplaneta. El promedio anual del país se estima en 5kWh/m2 día, lo cual habilita su utilización enprácticamente todo el territorio nacional.

Sin embargo se debe hacer notar que el Altiplanoboliviano tiene una situación excepcional debido a sualtura, pues la radiación solar que recibe esta porcióndel territorio, puede ser hasta un 30% más que elpromedio nacional.


71

Wind data source: © 2010 3Tier

Solar data source: © 2010 3Tier


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En estas condiciones se puede afirmar que pensar enla producción de energía eléctrica a gran escala conplantas situadas en el altiplano tendrían unrendimiento excepcional, debido a dos factores quese suman en este caso: a) el alto valor de la radiación

solar; y, b) la baja temperatura ambiente queincrementa la eficiencia de los paneles fotovoltaicos.El aprovechamiento térmico puede realizarse en todoel país sin excepción.

2.3 Biomasa

Datos preliminares indican que el potencial de laszonas del llano boliviano, principalmente del norte,noroeste y este, que incluyen a los departamentos dePando, Beni y parte de Santa Cruz, se basa en lavalorización energética de pastizales ganaderos endesuso, barbechos y residuos vegetales deexplotaciones agroforestales.

La construcción de plantas de biomasa, acompañadade una gestión territorial y medioambiental de la zona,podría traducirse en la generación de electricidad parasu inyección al SIN en poblaciones que han sidointegradas recientemente a la red, pero también encomunidades y poblaciones alejadas, donde laproducción de energía eléctrica se satisface mediantegrupos generadores a diesel, de baja eficiencia ysostenibilidad.

2.4 Hidroelectricidad

El potencial hidroeléctrico de Bolivia es muy grande,apenas se tendría explotado actualmente un 1% deltotal del potencial existente.

En este caso, existen dos posibilidades para eldesarrollo de la hidroenergía, el primero de ellos esla realización de grandes emprendimientohidroeléctricos en los cuales actualmente estáembarcada la empresa nacional ENDE; una segundaposibilidad es el desarrollo de la microhidroenergía.

Si bien los grandes emprendimientos enhidroelectricidad ya están en proceso de identificacióny desarrollo, no es menos importante el impulsarel desarrollo de las micro centrales hidroeléctricas,tanto desde una perspectiva de generacióndescentralizada para poblaciones aisladas, comotambién de posibilidades de interconexiones a la red,bajo un concepto de generación distribuida. (55)

(55) Generación distribuida. Una opción para las energías renovables, publicado en: energía, energía donde estas?http://www.borradorum.blogspot.com


75

(55)

1. Alcance del Plan Estratégico paraEL DESARROLLO DE ENERGIAS RENOVABLESEN BOLIVIA

El plan estratégico para el desarrollo de las energíasrenovables en Bolivia, debe ser formulado con unhorizonte hasta el año 2020 y en el cual se establezcanlos lineamientos para el desarrollo de este tipo deenergías, que consideren la mitigación del cambioclimático como aspecto importante para suimplementación.

El plan debe considerar los siguientes acápites(headings):

Inventario de recursos· Desarrollo de un sistema de información geográfica

SIG (una base de datos) de las fuentes de energíasrenovables.

· Elaboración de un Atlas sobre energías renovablesde Bolivia.

· Determinación del potencial energético solar,eólico, hidroeléctrico y de biomasa, establecidoen un sistema de información geográfica SIG

Inventario de tecnologías disponibles· Estado del arte de las tecnologías.· Tipologías de proyectos en las distintas zonas del

país.

Inventario de actores· Inventario de actores (instituciones) activos en

este campo.· Demanda actual y futura de energía eléctrica.

Marco financiero y regulatorio· Aspectos financieros.· Marco regulatorio.· Lineamientos de políticas de incentivos hacia los

usuarios finales e inversionistas.

Medidas de acompañamiento para la ofertatécnica/cadena de suministro· Creación de empleo de calidad y sostenible.· Formación de los profesionales bolivianos.

Plan de inversión· Desarrollo de las inversiones.

Impactos· Incrementos de los ingresos por venta de gas

sustituido por las energías renovables.· Aspectos medio ambientales y de cambio

climático.

3.1 Alcance

La formulación del Plan comprende 2 fases queincluyen el análisis para el aprovechamiento de lossiguientes recursos:

· Energía eólica

· Energía solar

· Biomasa

· Hidroelectricidad

Se relevarán los datos sobre el potencial existente encada uno de los energéticos seleccionados, paraconformar un sistema de información geográfica SIGy un atlas de energías renovables (en formato GIS).El estudio tocará dos escalas de aplicacionestecnológicas de las energías renovables:· las soluciones descentralizadas y de pequeña y

mediana escala en las cuales se realizará un pocomás de énfasis tecnológico y microeconómico

· y las aplicaciones de gran potencia (comoparques eólicos a gran escala, centraleshidroeléctricas de varios megawatts), se tocaránmás bien aspectos generales y estratégicos parasu desarrollo, efectuando análisis decostos/tarifas calculados sobre modelosadaptados para Bolivia.

Bajo ese enfoque se realizará una revisión de modelosde incentivos existentes a nivel general para impulsarel desarrollo de las energías renovables como losmodelos de tarifas a largo plazo, subsidios a lainversión, incentivos fiscales y tributarios, normas yreglamentaciones para uso de las energías renovables(incorporación obligatoria en construcciones, etc.).

Se desarrollará un capítulo específico sobre las medidasde generación distribuida como opción para incentivarel uso de las energías renovables a gran escala porparte de usuarios individuales. Se verán las tecnologíasque podrían ser incorporadas en este concepto y lasmedidas normativas, reglamentarias y tarifariasnecesarias para facilitar su desarrollo.

Finalmente se calcularán los impactos probables deuna introducción masiva de las energías renovables apequeña y gran escala, incluyendo los impactos engeneración de empleo, la necesidad de formación derecursos humanos y aspectos como innovacióntecnológica.

3.2 Metodología

Como fue mencionado, el trabajo será desarrolladoen 2 fases; a continuación se define referencialmenteel alcance para la Fase 1:


76

3.2.1 Fase 1

Datos previosRecolección, contrastación y análisis de datos para laposterior elaboración de una base de datos y Atlas derecursos energéticos renovables.

EólicaPara la estimación y cálculo de los recursos eólicos setomarán como base los resultados del “Atlas Eólicode Bolivia”.

SolarEn cuanto a la energía solar, se utilizarán las bases dedatos de la NASA, de MeteoSat, y del programaMeteoNorm.

Se consultarán datos históricos del Servicio Nacionalde Meteorología e Hidrología de Bolivia (SENAMHI) y otras fuentes disponibles.

BiomasaSe obtendrán datos de producción agrícola y forestaltomando en cuenta consideraciones técnicas para lageneración de energía eléctrica y de calor(Cogeneración), para lo cual se accederá a todas lasfuentes de datos existentes de alcance nacional comointernacional.

Se realizarán estudios en campo para el muestreo yrecolección de material de biomasa, así como losanálisis preliminares de gestión territorial y de medioambiente necesarios para el aprovechamientoenergético de la biomasa en localidades de interésestratégico.

Se contratará los servicios especializados necesariospara la cuantificación y análisis de material de biomasaoriginado por residuos de silvicultura, barbechos,actividades agroforestales y ganaderas.

HidráulicaSe partirá de la información existente y relevada porel estudio de Regionalización Energética de Bolivia,realizado en los años 90 por la OEA y el Ministerio deEnergía e Hidrocarburos de 1990.

3.2.2 Bases de datos: Atlas de EnergíasRenovables en Bolivia

Se establecerá un sistema de informacióngeoreferenciada (la base de datos) además de laelaboración de un Atlas de los recursos renovablesdel país, en formato digital GIS y su desarrollo numéricopara su publicación.

El producto estará apto para localizarlo en un portalweb que permita un acceso amplio a este producto.

3.2.3 Estado de desarrollo de las tecnologías eólica, solar, micro hidráulica, biomasa.

Se realizará una inventariación de las tecnologíasdisponibles en el mercado según las especificacionestécnicas y costos. El concepto que se aplicará será elde “disponibilidad de la tecnología”, lo que significa:

· que se consideran tecnologías disponibles a

las que tienen un desarrollo completo de su

cadena de suministro y con know how local

para su gestión.

· Adicionalmente se identificará tecnologías

con potencial elevado de introducción en el

país, para recomendar su experimentación

a nivel piloto.

3.2.4 Determinación del potencial

Con base a los datos previos, se evaluará el potencialde recursos renovables que pueden ser aprovechadospara la producción de energía eléctr ica.

Se desarrollarán escenarios preliminares con elPotencial de recursos renovables para la producciónde energía eléctrica mediante el aprovechamiento deenergías eólica, solar, de biomasa y micro hidráulica.

3.2.5 Conclusiones y recomendaciones

El contenido del trabajo desarrollado en el presentedocumento de “Diagnóstico para la Elaboración delPlan Estratégico de Desarrollo de las EnergíasAlternativas en Bolivia (2012 -2020)”, servirá comoinsumo principal para la formulación de la Fase II,“PLAN ESTRATÉGICO PARA EL DESARROLLO DEENERGÍAS RENOVABLES EN BOLIVIA, FASE 2”, que serárealizada bajo la coordinación del Ministerio deHidrocarburos y Energía, a través del Viceministeriode Electricidad y Energías Alternativas.


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Diagnóstico para la elaboración del plan estratégico de desarrollo de las energías alternativas...

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