Rehabilitación_Hidroeléctricas_en_LAC_Reporte_Final_
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GUÍA DE ACCIÓN REHABILITACIÓN DE FUENTES RENOVABLES DE ENERGÍA (HIDROELÉCTRICAS): RG-K1036 “UNA OPORTUNIDAD PARA PROVEER ENERGÍA RENOVABLE A LA MATRIZ ENERGÉTICA” Reporte Final
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GUÍA DE ACCIÓN
REHABILITACIÓN DE FUENTES RENOVABLES DE
ENERGÍA (HIDROELÉCTRICAS):
RG-K1036
“UNA OPORTUNIDAD PARA PROVEER ENERGÍA RENOVABLE A LA
MATRIZ ENERGÉTICA”
Reporte Final
CITACIÓN
Coordinador:
Manoel Fernandes Martins Nogueira, [email protected]
Autores:
Cid Antunes Horta, [email protected]
Danielle Regina da Silva Guerra, [email protected]
Hendrick Maxil Zárate Rocha, [email protected]
José Henrique Gabetta, [email protected]
Manoel Fernandes Martins Nogueira, [email protected]
Osvaldo Pereira Soliano, [email protected]
Agradecimientos
Licinio Cesar Porto, [email protected]
ÍNDICE
1. CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ................................................................................................................ 1
1.1. EL CONCEPTO DE REHABILITACIÓN ...................................................................................................... 1
1.2. DIMENSIONAMIENTO DE LOS COMPONENTES DE UNA CH .............................................................. 3
1.3. CUANTIFICACIÓN DE LA ENERGÍA GENERADA ANUALMENTE ...................................................... 7
2. INDICADORES DE LA NECESIDAD DE REHABILITACIÓN DE CH ...................................................... 11
2.1. REDUCCIÓN DEL DESEMPEÑO () ......................................................................................................... 11
2.2. EQUIPOS PARADOS.................................................................................................................................... 12
2.3. ALTERACIONES EN LAS CONDICIONES PARA LA OPERACIÓN DE LA CH (HLIQ Y QT) .............. 13
2.4. REDUCCIÓN DE LA DISPONIBILIDAD (FD) ........................................................................................... 14
2.5. AUMENTO DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ................................................ 15
2.6. ENFOQUE SISTEMÁTICO PARA LA PLANIFICACIÓN DE LA REHABILITACIÓN .......................... 15
3. BENEFICIOS Y RIESGOS EN LA REHABILITACIÓN ............................................................................... 17
3.1. ÍTEMS QUE DIFICULTAN LA IMPLEMENTACIÓN DE PROYECTOS DE REHABILITACIÓN ........ 17
3.2. BENEFICIOS DE LA REHABILITACIÓN DE CH ..................................................................................... 20
4. GUÍA METODOLÓGICA PARA LA REHABILITACIÓN DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ....... 23
4.1. PROCEDIMIENTOS PARA EVALUAR LA REHABILITACIÓN ............................................................. 23
4.2. ESTUDIO DE FACTIBILIDAD .................................................................................................................... 24
4.2.1. Beneficios previstos..................................................................................................................................... 24
4.2.2. Costos .......................................................................................................................................................... 25
4.3. REEMPLAZO DEL EQUIPO ........................................................................................................................ 26
4.4. TURBINAS .................................................................................................................................................... 27
4.4.1. Diagnóstico y detección de fallas en turbinas .............................................................................................. 28
4.4.2. Protección de la turbina y control de instrumentación................................................................................. 29
4.5. GENERADORES ........................................................................................................................................... 30
4.5.1. Diagnóstico y detección de fallas en generadores sincrónicos trifásicos ..................................................... 30
4.5.2. Protecciones de los generadores .................................................................................................................. 33
4.5.3. Sistema de excitación .................................................................................................................................. 33
4.6. TRANSFORMADORES DE POTENCIA ..................................................................................................... 34
4.7. ESTUDIOS HIDROLÓGICOS ...................................................................................................................... 34
4.8. ESTRUCTURAS CIVILES ........................................................................................................................... 35
4.8.1. Pasajes hidráulicos....................................................................................................................................... 35
4.8.2. Diagnóstico y detección de fallas en la fundación ....................................................................................... 35
5. ASPECTOS ECONÓMICOS Y FINANCIEROS ............................................................................................ 36
5.1. ASPECTOS ECONÓMICOS PARA REHABILITACIÓN ........................................................................... 36
5.2. EL MÉTODO DE EVALUACIÓN ................................................................................................................ 39
5.2.1. Valor Presente Neto (VPN) ......................................................................................................................... 39
5.2.2. Período de Retorno (Payback) ..................................................................................................................... 42
5.2.3. Tasa Interna de Retorno (TIR) ..................................................................................................................... 42
5.2.4. Relación Beneficio – Costo (B/C) ............................................................................................................... 43
5.3. CONSIDERACIONES SOBRE INCERTEZA Y SIMULACIÓN DE MONTE CARLO ............................ 43
5.3.1. Ejemplos de la Simulación de Monte Carlo en Proyectos de Rehabilitación .............................................. 45
5.4. ALGUNOS CASOS DE ESTUDIOS DE REHABILITACIÓN .................................................................... 53
5.4.1. CH Jupiá (São Paulo – Brasil), (Veiga 2001) .............................................................................................. 53
5.4.2. CHE Milingo (Ciudad Delgado – El Salvador) (Rivas, Trejo et al. 2007) .................................................. 56
5.4.3. CH Jacuí (Rio Grande do Sul – Brasil) (Veiga 2001) ................................................................................. 56
5.5. CONCLUSIÓN .............................................................................................................................................. 58
6. EMISIÓN DE CERTIFICADOS MDL POR PROYECTOS DE REHABILITACIÓN DE CH ...................... 59
6.1. MECANISMOS DE DESENVOLVIMIENTO LIMPIO – MDL .................................................................. 59
6.2. ETAPAS DE UN PROYECTO DE MDL ...................................................................................................... 60
6.3. PROYECTOS DE MDL DE PEQUEÑA ESCALA ...................................................................................... 62
6.4. CUANTIFICACIÓN DE LAS EMISIONES ................................................................................................. 62
6.5. ESTIMATIVAS DEL COSTO PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE MDL ............................... 68
6.6. DOS PROYECTOS DE MDL CON REHABILITACIÓN Y SIMILARES YA REGISTRADOS ............... 69
6.7. CONCLUSIÓN .............................................................................................................................................. 71
7. CENTRALES HIDROELÉCTRICAS SUSCEPTIBLES DE REHABILITACIÓN ........................................ 72
7.1. METODOLOGÍA DE BÚSQUEDA Y SELECCIÓN. .................................................................................. 72
7.2. ESTRUCTURACIÓN DE LA BASE DE DATOS ........................................................................................ 73
7.3. CENTRALES HIDROELÉCTRICAS EN AMÉRICA LATINA Y CARIBE CON POTENCIAL PARA
SER REHABILITADAS ....................................................................................................................................... 75
8. EJEMPLOS DE PROYECTOS DE REHABILITACIÓN ............................................................................... 76
8.1. CENTROAMÉRICA Y SANTA BÁRBARA - NICARAGUA .................................................................... 76
8.1.1. CH de Centroamérica .................................................................................................................................. 77
8.1.2. UHE Santa Bárbara ..................................................................................................................................... 79
8.1.3. Entrenamiento ............................................................................................................................................. 80
8.1.4. Composición de Costos ............................................................................................................................... 80
8.1.5. Planificación de la Ejecución Propuesta ...................................................................................................... 81
8.1.6. Curvas de Desembolso ................................................................................................................................ 81
8.1.7. Valor Total .................................................................................................................................................. 81
8.1.8. Comentarios generales ................................................................................................................................. 82
8.2. PÉLIGRE - HAITÍ ......................................................................................................................................... 82
8.2.1. Estrategia de ejecución ................................................................................................................................ 83
8.2.2. Entrenamiento ............................................................................................................................................. 84
8.2.3. Costos. ......................................................................................................................................................... 84
8.2.4. Comentarios Finales. ................................................................................................................................... 84
9. ACCIONES PARA PROMOVER LA INVERSIÓN EN LA REHABILITACIÓN DE CH ........................... 86
9.1. BARRERAS ................................................................................................................................................... 86
9.2. INVERSIONISTA .......................................................................................................................................... 87
9.3. EMPRESA DE GENERACIÓN PRIVADA .................................................................................................. 87
9.4. EMPRESA DE GENERACIÓN PÚBLICA .................................................................................................. 88
9.5. FONDOS DE INVERSIONES ....................................................................................................................... 88
9.6. EMPRESAS ELECTRO-INTENSIVAS ........................................................................................................ 89
9.7. DESENVOLVIMIENTO DE ALIANZAS PÚBLICAS Y PRIVADAS PARA EL DESENVOLVIMIENTO
DE ESTE MERCADO .......................................................................................................................................... 91
9.8. COMENTARIOS FINALES .......................................................................................................................... 92
10. IDENTIFICACIÓN DE INCENTIVOS, POLÍTICAS Y REGULACIÓN ELÉCTRICA QUE PERMITEN
MAXIMIZAR EL DESENVOLVIMIENTO DE PROGRAMAS DE REHABILITACIÓN DE CH .................. 93
10.1. TARIFAS FEED-IN ..................................................................................................................................... 93
10.2. SISTEMA DE CUOTAS/CERTIFICADOS VERDES ................................................................................ 95
10.3. SISTEMA DE LICITACIÓN Y SUBASTA ................................................................................................ 96
10.4. SUBSIDIOS Y MEDIDAS FISCALES ....................................................................................................... 97
10.5. CONCLUSIONES ........................................................................................................................................ 98
1
1. CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
Para el entendimiento de los impactos de la rehabilitación en una central hidroeléctrica, es
preciso conocer los componentes de la central y los parámetros que físicamente limitan o
impiden su ejecución. Para eso serán descritos de forma concisa los parámetros hidrológicos y
topográficos que definen los elementos de una central hidroeléctrica. Los componentes de la
central serán escogidos con la definición de caudal de proyecto y carga hidráulica disponible,
cuantificación de la capacidad instalada en la central y la cantidad de energía eléctrica
generada anualmente, llevando en consideración los conceptos de disponibilidad y
confiabilidad. El concepto de rehabilitación es frecuentemente confundido con los conceptos
de repotenciación, modernización y reconstrucción. Inicialmente se realizará una presentación
de esos conceptos para de esa manera poder diferenciarlos.
1.1. El concepto de rehabilitación
Una central hidroeléctrica es un conjunto de sistemas hidro-electro-mecánicos que convierten
energía hidráulica en energía eléctrica. Como cualquier máquina, esas centrales precisan de
mantenimiento regular para mantener la eficiencia de los equipos y su capacidad nominal de
generación, que incluye en conservar la cantidad de electricidad producida anualmente
constante o próxima a eso.
Mantener la producción anual de electricidad de una CH (Central hidroeléctrica) constante, es
crucial para el equilibrio económico financiero de la central, pues su reducción impacta
directamente en los rendimientos financieros del emprendimiento. Para mantener la cantidad
de energía producida, son necesarias paradas periódicas para mantenimientos preventivos, y
también en algunas situaciones ocurren paradas no previstas para la ejecución de
mantenimientos correctivos.
Con el paso del tiempo, debido a la deterioración de los equipos por uso, la eficiencia de los
equipos va siendo reducida y las paradas para mantenimientos preventivos van estando cada
vez más frecuentes y más demoradas. Lo mismo ocurre para los mantenimientos correctivos,
causando tanto la reducción de la potencia máxima que la instalación es capaz de generar,
como el tiempo anual de operación, reduciendo la cantidad de energía producida anualmente.
La Figura 1.1 muestra el ejemplo de la CH Jupiá, SP, Brasil (Veiga 2001), con capacidad
instalada de 1550 MW y la potencia media anual nominal de 1414 MW (12300 GW/año) que
entro en operación en 1969 y fue rehabilitada en 1996.
2
Figura 1.1: Energía generada por la CH Jupía, 1550 MW (Veiga 2001)
Una definición completa y concisa de rehabilitación fue presentada en la “IEEE Guide for
Rehabilitation” (IEEE 2005): es un proceso que de una forma planifica, sustituye, modifica o
adiciona equipos en una central hidroeléctrica existente, con el objetivo de restaurar sus
condiciones iniciales de operación, mantenimiento, confiabilidad y seguridad.
Note que esa definición no anticipa el aumento de la potencia original de la CH, a pesar del
aumento de potencia en un pequeño porcentaje, que pueda ocurrir debido a la troca de equipos
por otros más eficientes mejorando la eficiencia de la central. El caudal turbinable y la carga
hidráulica son básicamente las mismas, conservando las obras civiles y consecuentemente las
cotas aguas arriba y aguas abajo de la presa (no alterando el tamaño del lago de acumulación)
y no provocando nuevos impacto ambientales. La rehabilitación no busca solamente el
aumento del desempeño energético, también busca aumentar la seguridad, disponibilidad y
confiabilidad de la CH, reduciendo los tiempos y frecuencias de mantenimiento y su costo de
rentabilidad de la planta para padrones iguales o superiores a los del inicio de su operación
extendiendo su vida útil.
Por otro lado repotenciación (EPRI 1999), implica la sustitución, modificación o aumento de
equipos de una central hidroeléctrica existente, para aumentar tanto la capacidad instalada,
cuanto la cantidad de energía producida anualmente, pudiendo llegar a valores
sustancialmente superiores a los del inicio de operación. Eso es realizado por la sustitución de
los equipos originales por otros más eficientes y por promover la seguridad, disponibilidad y
confiabilidad de la central a niveles superiores a los originales y reducir los costos de
operación y mantenimiento, mas sin alterar las dimensiones y disposición original de las
estructuras civiles, o sea, altura y localización de la presa, disposición del agua, alturas y
localización de la casa de máquinas.
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Año
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Modernización (EPRI 1999),consiste en introducir instrumentaciones y controles modernos
en una central ya existente, en sus sistemas o equipamientos de manera que ella se torne
compatible con las legislaciones ambientales y de seguridad en vigor.
Ya en la reconstrucción (EPRI 1999), las dimensiones y disposiciones de las obras civiles
son modificadas a través de nuevas construcciones que pueden inclusive abandonar las
estructuras originalmente construidas.
Este texto abarcará solamente el tema de rehabilitación de centrales hidroeléctricas
convencionales, o sea, centrales compuestas de presa, sistema de aducción de baja y/o alta
presión y casa de máquinas, pudiendo la casa de máquinas estar o no incorporada en la presa.
No serán consideradas centrales con sistemas de bombeo de aguas abajo para aguas arriba de
la presa.
1.2. Dimensionamiento de los componentes de una CH
El dimensionamiento de una CH es dispuesto con los dados geotécnicos, hidrológicos y
topográficos. Los levantamientos geotécnicos caracterizan el tipo de suelo y la carga máxima
que estos pueden soportar provocados por los diferentes componentes de la central.
Los estudios hidrológicos hacen identificación del régimen hidrológico del río a partir de los
dados plurianuales de los caudales medios del rio, obteniendo como producto final la curva de
afluencia mensual media para el periodo estudiado. Un ejemplo de esa curva es mostrado en
la Figura 1.2.
En este grafico observe que el río posee diferentes caudales y tiempos de duración para los
periodos de seca y de lluvias. De la serie hidrológica y en base a los análisis estadísticos, es
definido el caudal máximo que eventualmente podrá ocurrir, este caudal permite el
dimensionamiento del vertedor de la presa, componente responsable por permitir la fuga del
exceso de agua sin comprometer la seguridad.
La decisión del valor turbinable es decurrente de la capacidad de regulación del reservatorio y
de las orientaciones legales y estrategias para cada central. Si la central no tiene capacidad de
almacenamiento de agua en su lago para usar el exceso de agua que fluye en el invierno para
ser consumida en el verano, el caudal turbinable tiende a estar próximo del caudal mínimo. A
medida que crece la capacidad de regulación del lago provocada por la altura de la presa y el
volumen del lago, el caudal turbinable va aumentando y también el impacto ambiental.
Mucho cuidado es utilizado en la selección del caudal de proyecto, pues si son escogidos
caudales superiores a la capacidad que puede ser mantenida por el río, la turbina irá a parar
por falta de agua.
4
Figura 1.2: Curva de Caudales Medios Mensuales del Río
Note que en el caso de una rehabilitación, existe un aumento de los datos del caudal del rio
entre el periodo en que la central fue proyectada y el periodo de la planificación de la
rehabilitación. Los datos hidrológicos deben ser reevaluados, llevando en consideración
nuevas actividades consumidoras de agua de río que tengan surgido en ese periodo, para
verificar si los caudales inicialmente adoptados son consistentes para ser utilizados en el
proyecto de rehabilitación.
Las informaciones finales son originadas de los estudios topográficos. Donde es calculado el
desnivel natural del agua existente y la forma del terreno en las regiones de la presa, de la
aducción y de la casa de máquinas. Nuevamente orientado por restricciones ambientales,
legales y estrategias del proyecto, aparte de la geotécnica, es definida la altura de la presa.
Cuando más alta es la presa, mayor será la potencia de la central, mayor será el lago y su
capacidad de regulación y mayor será su impacto ambiental. Definida la altura de la presa y el
desnivel natural, la carga hidráulica bruta disponible para su aprovechamiento está definida.
A partir de esos datos, la carga hidráulica bruta disponible (desnivel en metros), el caudal
turbinable (m3/s), capacidad de regulación del lago, serán dimensionadas todas las estructuras
civiles y hidro-electro-mecánicas y la potencia instalada será calculada. Existe por lo tanto un
vínculo entra la potencia generada por la central y las dimensiones de las estructuras físicas.
Aumentar la potencia de una turbina hidráulica requiere evaluación de la necesidad de
alteraciones en las dimensiones de las estructuras civiles, o sea, presa, sistemas de aducción y
casa de máquinas.
Como la rehabilitación busca recuperar los niveles de operación originales sin alterar
significativamente la potencia original, eso implica en la preservación de las dimensiones de
las estructuras civiles sin alteración de los niveles de agua y tamaño del lago (su volumen)
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consecuentemente sin la introducción de nuevos impactos ambientales. Existe una reducción
en el valor invertido en la rehabilitación comparado con la repotenciación o reconstrucción.
La Figura 1.3 muestra las disposiciones típicas de centrales hidroeléctricas. Siguiendo el flujo
del agua. El sistema de aducción está compuesto por la tomada de agua (rejillas, compuertas,
decantación. stop-logs), canal de aducción o sistema de tuberías de baja y alta presión y la
chimenea de equilibrio. El agua entra en la turbina localizada en la casa de máquinas pasando
por una válvula de control, un sistema controlador de caudal (distribuidor) y finalmente
impacta en los álabes del rotor de la turbina haciéndolos girar. Posteriormente el agua sale del
rotor de la turbina pasando por el tubo de succión y descarga en el río. El rotor de la turbina
está conectado al mismo eje que a su vez está conectado al generador eléctrico. La integridad
de ese eje es mantenido por los cojinetes lubrificados cuyo óleo es refrigerado con el agua del
río. El generador eléctrico a su vez es compuesto por estator y rotor, excitatriz y sistema de
refrigeración, aparte de los cojinetes, existentes en el sistema de protección y de regulación de
voltaje.
La energía generada es enviada para un transformador que eleva su tensión e inyecta en la red
eléctrica. Toda central posee un sistema de control y monitoreo compuesto por el gobernador
de velocidad de la turbina, cuadro de control de generación y sistema de protección eléctrica.
Un proyecto de rehabilitación necesita evaluar todos los componentes encima descritos,
inclusive los sistemas auxiliares, evaluando el estado de cada uno de los componentes, su
desempeño en conjunto y la mejora que el traerá para la eficiencia de la central si esta seria
rehabilitada, o sea, la rehabilitación de una central hidroeléctrica en realidad es la
rehabilitación de los sistemas individuales de manera armoniosa.
6
Figura 1.3: Disposiciones Típicas de las Centrales Hidroeléctricas y elementos que las conforman
Línea de
transmisiónCasa de
máquinasSubestación
Chimenea de
equilibrio
Embalse
Rejilla
Compuerta
Drenaje
Grúas
Válvula de control
Turbina FRANCIS
Empleada em salta de agua
medianos (de 5 a 100m).
Turbina
Turbina KAPLAN
Aprovechamento de pequeños saltos
(inferior a 30m), pero de gran caudal.
Turbina PELTON
Recomendada para saltos elevados de agua (entre
50 y 400m) y caudales de agua relativamente bajos.
Tubería forzada
Generador
TransformadorTubería
de
succiónTubería de presión
Cables de
transmisión
Turbina
GeneradorTurbina
Generador
Generador
Turbina
CENTRAL DE PASADA
El río es deviado en una alta mediante
una presa y el agua se conduce a una
pequeña cámara de carga desde donde se
la lanza hasta la turbina por una tubería
forzada que aumenta su energía cinética
y mantiene constante el caudal.
CENTRAL DE BOMBEO
Posibilitan un empleo más racional de los
recursos hidráulicos ya que disponen de
dos embalses situados a diferente nivel
con lo que se compensan las diferencias
ocasionadas, debido a que la demanda de
energía a lo largo del día es muy variable.
CENTRAL DE RESERVA
Se alimenta del agua de grandes lagos o de
pantanos artificiales, conseguidos mediante
la construcción de presas. El embalse es
capaz de almacenar los caudales de los ríos
afluentes. Esta agua es utilizada según la
demanda, a través de conductos que la
encauzan hacia las turbinas.
7
1.3. Cuantificación de la energía generada anualmente
La potencia instantánea disponible en una central hidroeléctrica está dada por la siguiente
expresión:
(1.1)
Donde,
P = Potencia instantánea disponible o capacidad instantánea de producción de energía
eléctrica (en kW)
γ = Peso específico del agua en el local de la central (9,806 kN/m3 a nivel del mar);
= Rendimiento del conjunto turbina-generador (valor medio sobre todas las unidades);
Hliq = Carga líquida, obtenida por la diferencia entre los niveles aguas arriba y aguas abajo
(carga hidráulica bruta), menos las pérdidas por fricción en los sistemas de aducción (en m);
Q = Caudal que está fluyendo por las turbinas de las unidades generadores (en m3/s)
La potencia será máxima, en un determinado instante de carga H, cuando el caudal sea
máximo e igual al caudal turbinable. Recordando que solo es generada la cantidad de
electricidad demandada por la carga, si la potencia requerida por la carga fue menor a la
potencia máxima, el regulador de velocidad cerrará la distribución reduciendo Q para que la
potencia generada sea igual a la potencia demandada y la rotación del generador permanezca
constante. Toda turbina posee un Qmin que depende de su tipo, para valores debajo de ese
valor mínimo, la turbina precisa ser apagada para evitar su auto-destrucción.
La cantidad de energía generada anualmente depende de la curva hidrológica del río, cuando
el río posee un caudal mayor que el caudal máximo turbinable, el exceso de agua desborda
por el vertedor y las turbinas pueden trabajar en la potencia máxima. Cuando la contribución
del caudal del río es inferior al caudal turbinable, el caudal en las turbinas es reducido hasta el
caudal mínimo y entonces la turbina será apagada. Para el cálculo de la cantidad de energía a
ser generada anualmente es utilizado el caudal medio anual Qmed retirado de la intersección de
los caudales turbinables máximo y mínimo con la curva hidrológica. La Figura 1.3 abajo
ejemplifica la descripción anterior. Si el caudal máximo turbinable es 10 m3/s y el mínimo de
5 m3/s, la central podrá trabajar en la potencia máxima de junio a octubre y de marzo a mayo,
reduciendo su potencia en noviembre hasta parar y retornar parcialmente en febrero
8
Figura 1.4: Caudal Turbinable x Caudal disponible del río
La potencia media anual es calculada por la expresión:
(1.2)
donde,
Pmed = Potencia media anual instalada en la CH (en kW)
Qmed = Caudal medio anual (en m3/s)
Naturalmente, la capacidad de producción de energía eléctrica de una CH estará siempre
limitada por la potencia efectiva total de los generadores.
La cantidad de energía máxima posible a ser generada por año está dada por la Ec.(1.3) donde
8760 es el número de horas existente en un año.
(1.3)
Como lo visto en la Figura 1.4, las turbinas no trabajan durante todo el año, habiendo paradas
por razones hidrológicas, para mantenimiento preventivo y para mantenimiento correctivo. La
razón entre el tiempo de disponibilidad (número de horas anuales menos el tiempo parada sea
programada o forzada) y el número de horas anuales es denominado el factor de
disponibilidad, fd (EPE 2008), (Veiga and Bermann 2002), (Veiga, Rocha et al. 2005) y
(WWF 2004).
Las turbinas también pueden trabajar con una potencia instantánea inferior a la potencia
máxima, debido a las exigencias de la carga eléctrica o del régimen hidráulico. Se define
entonces como factor de permanencia la relación entre la potencia media anual y la potencia
máxima fp (EPE 2008), (Veiga and Bermann 2002), (Veiga, Rocha et al. 2005) y (WWF
2004).
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El producto entre el factor de disponibilidad y el factor de permanencia es denominado como
factor de capacidad, fc, Ec. (1.4) (EPE 2008), (Veiga and Bermann 2002), (Veiga, Rocha et al.
2005) y (WWF 2004).
(1.4)
La energía real generada en el año es calculada por la Ec. (1.5).
(1.5)
Analizando la Ec.(1.5), se puede verificar que son cuatro los factores que influyen en la
cantidad de energía generada anualmente por una CH:
a) Variación en el redimiendo del sistema turbina generador ();
b) Variación del caudal medio ocasionado por los ciclos hidrológicos del río (Qmed).
c) Variación en el factor de capacidad (disponibilidad, fd, y permanencia, fp).
d) Variación en las pérdidas de carga del sistema de aducción variando la carga líquida
(Hliq).
El factor tiempo actúa negativamente en todos los cuatro ítems mencionados. Provoca
deterioraciones de los equipos de la CH y la reducción de su capacidad nominal. La velocidad
y el ritmo de esta deterioración dependen del tipo de equipo, de los materiales involucrados,
del régimen de operación y los mantenimientos preventivos y correctivos realizados a lo largo
de su vida útil.
Cambios climáticos alteran el régimen hidrológico del rio, haciendo que los caudales
inicialmente escogidos ocasionen un periodo de indisponibilidad mayor que lo previsto. El
lado de la presa puede haber sido obstruido con sedimentos de cualquier tipo a lo largo del
tiempo, reduciendo su capacidad regulatoria. Nuevos emprendimientos que retiran grande
cantidad de agua del rio aguas arriba de la presa, pueden haber sido construidos durante el
tiempo de operación reduciendo la disponibilidad de agua de la CH.
Desgastes de los equipos provocan un aumento de frecuencias y de los periodos de ejecución
de mantenimientos. La indisponibilidad de piezas de reposición debido a la discontinuidad del
fornecimiento por los fabricantes torna mayor el tiempo de retorno de los equipos.
La edad del sistema de aducción incluye pérdidas de cargas adicionales que reducen la carga
líquida en las turbinas.
10
Se concluye entonces que el factor tiempo irá a provocar tanto la reducción de la cantidad de
energía producida anualmente por la CH, como el aumento de sus costos de operación y
mantenimiento, aumentando también las condiciones inseguras de operación de la planta, que
en conjunto pueden llevar al cierre de la planta (Gyori 2007).
11
2. INDICADORES DE LA NECESIDAD DE
REHABILITACIÓN DE CH
Comúnmente es utilizado el periodo de 20 años de operación para cuantificar la CH como
pasible de rehabilitación (Power.Plants 1985), (Blanco 1999). Ese número no es definitivo
una vez que el estado de desgaste de la central depende de las condiciones de operación y
mantenimiento a lo largo de ese periodo y también de las adversidades naturales que la central
fue sometida, como terremotos, huracanes, inundaciones y otros. Para la identificación si una
central precisa o no de rehabilitación, indicadores más precisos son necesarios.
Conforme lo descrito al final del Capítulo 1, cuatro son las causas de pérdidas de desempeño
de una CH. La primera es el desempeño de la turbina en convertir energía hidráulica en
eléctrica (). La segunda y la tercera son las condiciones de operación que la central
suministra a la turbina, o sea, el caudal y la carga hidráulica (Hliq y Qt) y la cuarta es la
cantidad de horas que la central opero durante el año (fd). Esos tres criterios ofrecen
indicadores mensurables si la CH precisa o no de rehabilitación que son completados con los
criterios relacionados con los costos de operación y mantenimiento, seguridad de operación,
automatización, aspectos legales, ambientales y de exigencia del envió de energía.
2.1. Reducción del desempeño ()
Equipos, tales como rotores de turbinas y equipos relacionados, degradan con el tiempo
debido al desgaste, variaciones de velocidad, presión, temperatura y corriente eléctrica,
teniendo así su eficiencia reducida. Ese concepto se aplica a todos los equipos hidro-electro-
mecánicos de la central, que con su desempeño reducido comprometen el desempeño global
de la central. Los equipos identificados que operan fuera de las condiciones de plena
capacidad son candidatos para rehabilitación. A seguir son mostrados ejemplos de
restricciones de operación (IEEE 2005), (EPRI 1999) y (Calderaro 2006).:
a) Compuertas parcialmente abiertas y distribuidores que no abren completamente son
restricciones severas que reducen el caudal volumétrico de agua en la entrada de la
turbina.
b) Vibraciones excesivas durante la operación de la turbina indican que la turbina esta en
cavitación o que las condiciones de carga y caudal están fuera de los valores
recomendados.
12
c) Acciones correctivas efectuadas pueden impedir el funcionamiento del equipo en las
condiciones nominales. Por ejemplo, el aislamiento de bobinas del generador.
El cambio de equipos con bajo desempeño trae consigo la posibilidad de utilizar un equipo
con eficiencia superior que el instalado inicialmente. Eso debido a que la evolución de las
tecnologías del proyecto, materiales y fabricación, hacen con que actualmente las turbinas
hidráulicas, generadores y equipos asociados tengan ganancias significativas en su desempeño
y capacidad. En el caso de turbinas hidráulicas, ese aumento en capacidad no requiere
aumento en la carga hidráulica o en el caudal turbinable. La turbina aumenta su capacidad de
eje sin necesidad de alteraciones en las estructuras civiles o sistemas de aducción, mas los
equipos eléctricos desde el generador hasta el transformador precisan ser rehabilitados para
verificar su compatibilidad operacional con la nueva potencia.
2.2. Equipos parados
Equipos parados por fallas operacionales es el caso extremo de ineficiencia. Interrupciones no
programadas debido a fallas del equipo durante su operación, invariablemente trae consigo un
impacto económico relevante, especialmente si el volumen de agua que tendría que ser
turbinado no puedo ser almacenado o desviado para otras unidades (IEEE 2005) y (MME
2008).
Cuando la gravedad de la falla resulta en una interrupción prolongada, es necesario considerar
como alternativas para la reparación tanto la rehabilitación del equipo cuanto la sustitución
por un equipo similar.
Los ejemplos a seguir ilustran situaciones donde las rehabilitaciones de equipos parados
pueden agregar un aumento de desempeño.
a) Falla en un transformador de la unidad principal. Nuevos transformadores poseen
pérdidas menores y mayores resistencias a los cambios operacionales, aumentando la
confiabilidad de la energía producida.
b) Falla en el rotor de la turbina de manera que su recuperación es inviable. Rotores
nuevos poseen concepciones de proyectos que los tornan más eficientes en las
condiciones actuales, o pueden ser construidos para una nueva condición de operación
más deseada para la central.
c) Falla en el generador. Puede ser conveniente rebobinar el generador para aumentar su
capacidad de generación de tal manera que pueda adaptarse a una potencia mayor que
13
de la turbina. En ese caso es preciso verificar la compatibilidad entre el generador y el
transformador elevador.
2.3. Alteraciones en las condiciones para la operación de la CH (Hliq y Qt)
Conforme lo descrito en el Capítulo 1, los estudios hidrológicos y topográficos definen el
caudal posible entregado a las turbinas y la carga bruta, convertida en líquida con la
substracción de las pérdidas hidráulicas provocadas por el sistema de aducción. Las turbinas
hidráulicas son especificadas para trabajar en esas condiciones y ahí traen un desempeño
máximo, como también los equipos eléctricos y auxiliares. Si por motivos legales,
hidrológicos, por remoción de agua aguas arriba o motivos ambientales, la CH no puede
trabajar en las condiciones de operación inicialmente previstas, la eficiencia de la turbina y de
todos los equipos asociados a ella serán menores, disminuyendo la energía generada y
aumentando la frecuencia de paradas. Si esa situación persiste por mucho tiempo, la
rehabilitación de la CH es una alternativa para recuperar la viabilidad económica, legal y/o
ambiental de la planta.
A pesar de la rehabilitación de CH ser utilizada para recuperar la productividad de las
centrales y eventualmente promover un aumento de su capacidad, ella también puede ser
utilizada para adecuar la central a las exigencias hidrológicas, ambientales, legales y del
sector eléctrico que ocurren después del condicionamiento de la central. Como ejemplo, el
operador del sistema de transmisión puede ofrecer ventajas económicas a generadores que
puedan fornecer para la red capacidad reactiva. La rehabilitación de la central suministrando
esa posibilidad, permitirá al operador de la planta recibir nuevos flujos de ingresos
provenientes del operador, por la prestación de esos servicios auxiliares. A seguir son
mostrados algunos ejemplos de alteraciones en las condiciones de funcionamiento de la planta
(IEEE 2005).
a) Restricción en la disponibilidad de agua para la generación de electricidad (alteración
en el régimen hidrológico o retirada del agua del río), reducción de los niveles de agua
del lago debido al acumulo de sedimentos o por reducir el área alagada o elevación del
nivel del agua del rio aguas abajo de la casa de máquinas, obligan a la central a operar
con caudales y cargas inferiores a los del proyecto.
b) Demandas operacionales exigen que el equipo trabaje en su límite máximo por largos
periodos de tiempo. Se incluye aquí tanto la turbina cuanto el generador, el sistema de
excitación de los generadores y los transformadores.
14
c) Alteraciones en las exigencias ambientales para la central, podrán exigir cambios en
los parámetros de operación de la turbina, para controlar y mejorar la oxigenación del
agua devuelta al río y facilitar el pasaje de los peces a través de la turbina u otras
exigencias de control no disponibles en la central.
2.4. Reducción de la disponibilidad (fd)
La disminución del factor de disponibilidad de la CH implica el aumento de los costos de
mantenimiento y reducción de los lucros. El factor de disponibilidad es definido como el
número de horas de operación anuales de las turbinas dividido por el número de horas del año,
o sea 8760.
(2.1)
Turbinas nuevas requieren paradas para mantenimiento y también ocurren paradas eventuales
no planificadas. Llevando en consideración las paradas previstas y las forzadas, una central
nueva prevista para trabajar en régimen continuo posee un factor de disponibilidad en torno
de 0,93.
Factor de disponibilidad para CH inferiores a 0,70 es un indicativo que la central puede ser
rehabilitada. La Figura 2.1 muestra un ejemplo de la variación de fd de una central propicia
para una rehabilitación (EPE 2008), (Veiga and Bermann 2002), (Veiga, Rocha et al. 2005) y
(WWF 2004).
Otros indicativos de tendencia para rehabilitación pueden ser colectados de los informes de
operación y mantenimiento de la planta. Ellos son (IEEE 2005) y (EPRI 1999):
a) Identificación del fin de la “vida útil” de los componentes de las unidades de
generación. Eso será una indicación del aumento de indisponibilidad, si su reposición
fue cara, demorada o simplemente imposible.
b) Frecuencia de interrupciones en la operación y sus causas.
c) Identificación del aumento de mantenimientos considerados no rutinarios.
15
Figura 2.1 Factor de disponibilidad para CH Jupiá que entro en operación en 1969, Veiga
2.5. Aumento de los costos de operación y mantenimiento
La reducción de la cantidad de energía generada por la planta, reduce las ganancias del
operador y por otro lado aumenta las dispensas debido a los mantenimientos más frecuentes y
más costosos, reduciendo el margen de retorno del emprendimiento llegando al punto de
inviabilizar la operación del emprendimiento.
2.6. Enfoque sistemático para la planificación de la rehabilitación
Es importante entender que los cambios de las condiciones de operación de un equipo o de las
condiciones generales de la central, impactan en todos los equipos y sistemas de la central.
Debido a esa particularidad, la rehabilitación de una central debe tener un abordaje
sistemático cuantificando el impacto de la rehabilitación de un equipo o sistema, en el
rendimiento global de la central (Blanco 1999).
Para ilustrar este punto, considere el caso en que un rotor de turbina es rehabilitado y
producirá una mayor potencia con una mayor eficiencia. Los impactos de esa mejoría en otras
partes de la planta deben ser considerados, tales como (IEEE 2005):
a) Aumentar el flujo de agua de la turbina impactará en el sistema de tuberías pues un
flujo mayor producirá mayores variaciones de presión durante la aceptación y rechazo
de la carga.
b) Será necesario evaluar alteraciones en el curso y tiempo del regulador de velocidad y
cambios en las válvulas reguladoras de presión (si aplicable)
c) El aumento de la potencia de la turbina requiere una evaluación de la compatibilidad
del acoplamiento rotor generador, pues el torque irá en aumento.
60
70
80
90
1985 1987 1989 1991 1993 1995
Fa
tor
de
Dis
po
nib
ilid
a -
fd
Año
16
d) El aumento de la potencia de la turbina requiere una evaluación de la capacidad de los
bobinados del generador para operar en la nueva condición y generar mayor potencia.
Tal vez sea necesario también aumentar la potencia del generador.
e) Es necesario verificar si el sistema de excitación es capaz de proveer tensión y
corriente de campo para la nueva condición de operación.
f) La nueva corriente de corto circuito del generador debe ser evaluada y su impacto en
el sistema de protección debe ser evaluado.
g) El transformador y las líneas de transmisión asociadas deben ser evaluados para
determinar si ellos pueden recibir ese aumento de potencia.
h) La clasificación de los transformadores de corriente de medición y equipo de
protección deben ser evaluados en base a la nueva capacidad del generador.
i) El sistema de refrigeración del generador y sus componentes deben ser evaluados en
cuanto a su adecuación.
j) Los impactos ambientales
Además de lo mencionado anteriormente, una parada prolongada de algún equipo para
realizar su rehabilitación, requiere una evaluación de los impactos en el flujo de agua y en la
reducción de los ingresos debido a la no venta de energía.
17
3. BENEFICIOS Y RIESGOS EN LA REHABILITACIÓN
La rehabilitación de una CH es parte de la decisión final sobre la continuidad de operación de
una central. Inicialmente el operador desconsidera esa opción, hasta que varios ítems descritos
en el Capítulo 2 se tornen obvios y la rentabilidad del emprendimiento sea comprometida. La
razón para retardar la evaluación de la oportunidad de rehabilitación es que esta
simultáneamente requiere significativas inversiones en infraestructura en un corto espacio de
tiempo, y reduce o hasta interrumpe el flujo de ingresos mensuales debido a la parada del
equipo. En contra partida la rehabilitación ofrece una extensión de la vida útil de la central
con la perspectiva de recuperación de las inversiones en los años siguientes. La toma de
decisión proviene de la comparación de viabilidad económica de rehabilitación y la opción de
encerramiento de las operaciones de la central.
Una vez verificada la viabilidad económica, la rehabilitación introduce en la central
tecnologías modernas que elevan la eficiencia de la CH, reduciendo los costos de operación y
mantenimiento, aumentando su competitividad y rentabilidad. Además de eso, viene
acompañada de beneficios ambientales, pues un nuevo volumen de energía no fósil es
incorporado al sistema eléctrico, sin modificaciones en los niveles aguas arriba y aguas abajo,
con generación de fuentes de trabajo y atendiendo las legislaciones del sector eléctrico,
legales y ambientales.
3.1. Ítems que dificultan la implementación de proyectos de rehabilitación
A continuación serán abordados ítems que dificultan o impiden la realización de proyectos de
rehabilitación de centrales hidroeléctricas (IEEE 2005), (EPRI 1999), (Blanco 1999),
(Maldonado, Panunzio et al. 2006), (P.Callahuana), (P.Dolega), (P.Monte-Macho), (P.São-
Paulo) y (P.UHE-Mascarenhas).
Alteración del régimen hidrológico: un intervalo de por lo menos 20 años separan los datos
pluviométricos utilizados en el dimensionamiento inicial de la central comparado con los
actuales. En ese periodo empresas que usan grandes volúmenes de agua en sus procesos
pueden ser instalados aguas arriba de la presa y en esa región ciudades pueden extraer agua
del río para su consumo.
Y a aguas abajo del rio, puede tener prácticas deportivas requiriendo un caudal minino o hasta
el mismo régimen pluviométrico del rio puede haber sido alterado como consecuencia de los
cambios climáticos. Es necesario verificar si la disponibilidad del agua del río para el nuevo
18
caudal y operación es compatible con los múltiples usos del río en vigor de la época de
rehabilitación.
Diagnostico impreciso de las necesidades de rehabilitación: un diagnostico impreciso del
estado de la central compromete sobre manera la futura operación de la central,
comprometiendo la esperada producción de energía y hasta mismo la rentabilidad del
emprendimiento. El diagnóstico inicial, ítem fundamental para la etapa de planificación y
viabilidad de la rehabilitación, debe ser realizado por una empresa con experiencia previa en
rehabilitación y en conformidad con las normas técnicas como las de la IEEE.
Dificultad de orientación técnica-económica: la decisión de la oportunidad de ser realizada
la rehabilitación recae en el análisis correcto de las informaciones técnicas y sus impactos
económicos. Si no existe entre las personas calificadas trabajando con el operador, no será
posible hacer un diagnóstico correcto y mucho menos la planificación y análisis de
viabilidades económicas.
Seguridad de las estructuras: durante el periodo de operación las estructuras de la central
fueron sometidas a cargas extremas cíclicas como inundaciones, tempestades, tornados,
huracanes o hasta terremotos. Elevar las condiciones de operación de la central a su potencia
máxima implica atribuir una elevación de esfuerzos en la estructura. Es preciso evaluar la
estructura para verificar si ella esta compatible con los nuevos esfuerzos y ejecutar servicios
de recuperación en los componentes necesarios.
Identificación de fuentes de financiamiento: La rehabilitación puede requerir una fracción
importante del valor de la inversión inicial de la central. Raramente un operador posee
disponibilidad del total necesario, siendo necesario obtener recursos junto a las instituciones
financieras. Las instituciones financieras que poseen esa línea de financiamiento en su
portafolio son pocas, con exigencias de recursos propios e intereses elevados, reduciendo de
esa manera el atractivo para ese tipo de operación. Existe hoy más facilidad en construir una
nueva central que en rehabilitar una en operación.
Exigencias de contratos de entrega de energía: generalmente los operadores poseen
contratos de abastecimiento de energía que debido al no cumplimiento implican en elevadas
multas. Eso implica que el operador tendrá que comprar la energía a ser entregada de otro
generador, por precios altos para poder ejecutar la rehabilitación.
Reducción de los lucros debido a parada de equipos para servicio: una central en
operación, mismo con un desempeño reducido, puede generar lucros para el emprendimiento.
Su parada implica interrumpir ese lucro, y si el agua no puede ser almacenada o direccionada
19
para otro equipo, tendrá una cantidad de energía (dinero) pérdida por el vertedor de la presa
en todo el periodo de obras. En el análisis de la viabilidad económica del servicio, esa pérdida
deberá ser llevada en consideración.
Obtención de las tasas internas de retorno atractivas para el inversionista: conforme
descrito anteriormente, el operador y el agente financiador tendrán que invertir recursos en la
rehabilitación y para eso la tasa interna de retorno tendrá que ser más atractiva que las otras
opciones existentes, caso contrario el optará por encerrar las operaciones de la central
generando una falta de energía en el sistema eléctrico a la cual la central está conectada, que
debido a la escases de tiempo, sistemáticamente es suplido por centrales térmicas con
combustibles fósiles.
Inestabilidad cambiaria: excepto Brasil, ninguno de los países de América Latina y el
Caribe poseen en su territorio toda la cadena productiva para estudios, proyectos y
construcción de centrales hidroeléctricas. Eso implica en la necesidad de que equipos y
servicios se han adquiridos en el mercado internacional y consecuentemente sus desembolsos
en monedas de grande peso. La existencia de fluctuaciones cambiarias atribuye al
inversionista un riesgo que puede complicar la implementación de la operación e impedir la
realización de la rehabilitación.
Dificultades para encontrar comprador para la energía nueva en el mercado: En un
determinado momento la economía de cualquier país, se verifica que toda la energía que está
siendo generada ya posee contratos de venta entre generadores y distribuidores. Al final de la
rehabilitación el operador tendrá una cantidad de energía nueva para ser vendida, mas con un
precio del MWh más caro del que el practicado con la energía vieja debido a los costos de
rehabilitación. Sin una garantía de venta anticipada de esa energía nueva, el operador
difícilmente aceptará hacer las inversiones. La dificultad en garantizar la venta de energía
nueva puede impedir al operador realizar la rehabilitación.
Inestabilidad temporal en el valor de compra de la energía: si el mercado donde la central
está localizada no posee estabilidad dentro del plazo en los precios de compra de energía, eso
hace con que el tiempo de retorno de la inversión sea incierto y, por lo tanto sin atractivo para
el inversionista. Una inversión de esa magnitud requiere un sector eléctrico estable.
Inestabilidad política y regulatoria: La falta de estabilidad política de un país y la
indefinición regulatoria de su sector eléctrico, implica en interrupciones en los flujos
financieros y cambios en las condiciones inicialmente establecidas como atractivas para el
20
emprendedor. Eso envuelve un riesgo mayor lo que inevitablemente será repasado para el
costo del MWh o entonces el descarte de esa opción de inversión.
3.2. Beneficios de la rehabilitación de CH
A continuación serán abordados los beneficios sucedidos de la realización de proyectos de
rehabilitación de centrales hidroeléctricas.
Extensión de la vida útil de la central: el mayor beneficio de la rehabilitación es mantener
una central de generación con energía renovable en operación. La parada de la central, que es
una decisión puramente económica y decidida a corto plazo, obliga que la potencia que era
entregada por la central tenga que ser transferida para otro generador, y debido a la pequeña
disponibilidad de tiempo normalmente es transferido para una generación térmica fósil.
Prorrogar la vida útil de una central es entonces un acto de preservación ambiental y, aparte
de eso, posee un impacto social debido al mantenimiento de empleos y también posee
repercusión en la economía local pues aparte del pago de impuestos y royalties a la
municipalidad, interactúa también con los préstamos de servicio local. El cierre de la central
implica en el encerramiento de esas actividades económicas.
Aumento de la disponibilidad y confiabilidad: con la rehabilitación de los equipos y de los
medios de monitoreo y control, la frecuencia de paradas previstas y forzadas disminuye
drásticamente, mostrado en el Capítulo 1, implicando en el aumento de la cantidad de horas
de operación y consecuentemente aumento de la cantidad de energía producida anualmente (y
el lucros). No solo la disponibilidad aumenta, mas la confiabilidad también aumenta. Con esas
mejorías, el operador tiene condiciones de demandar un valor de tarifa más alto para el MWh
generado por la central.
Compatibilizar parámetros de operación con las disponibilidades de agua o carga:
conforme descrito en el Capítulo 2, después de varios años de operación es común que la
central tenga sus parámetros operacionales (Hliq, Qt y la carga eléctrica) diferentes de las
condiciones de máximo rendimiento de los equipos, obligando la central a trabajar en
condiciones que provocan vibraciones o aceleren la deterioración de los equipos como en
condiciones de cavitación o la presencia de partículas abrasivas.
La rehabilitación es una oportunidad para compatibilizar las condiciones de operación y de
mayor desempeño del equipo, disminuyendo su desgaste y, por tanto los costos de operación
y mantenimiento de esos equipos.
21
Aumento de la oferta de energía sin impactos ambientales y sociales: la suma de todos los
ítems encima citados implica en la capacidad de aumentar la cantidad de energía generada
anualmente. Eso ocurre porque la rehabilitación provoca el aumento de la eficiencia de los
equipos, lo que significa un uso más eficiente de agua. Juntando a eso la capacidad inicial de
los equipos que es recuperada y, debido al aumento de la eficiencia de los equipos, es posible
un pequeño aumento en la capacidad instalada cuando comparada con la capacidad inicial.
Ese aumento de la energía generada viene acompañado de ningún impacto ambiental, pues la
rehabilitación no provoca alteraciones en el nivel original o volumen del lago. Después de 20
años de operación, los impactos ambientales fueron absorbidos y el ecosistema esta en
equilibrio y no será perturbado por la recuperación de la central. Esa nueva energía estará
disponible sin necesidad de transferir personas, impactar reservas arqueológicas o inundar
florestas. Mismo que la cantidad no sea afectada, permite que la población en el entorno de la
central continúe utilizándolo como recreación sin percibir que una cantidad nueva de energía
está siendo entregada al sistema de origen renovable y sin contribuir con la emisión de gases
del efecto invernadero, sea por sustituir una eventual generación fósil, o sea por su lago no
emitir más gases de metano.
Reducción de costos de operación y mantenimiento: La rehabilitación soluciona problemas
crónicos de mantenimiento y reduce la frecuencia de mantenimiento con la posibilidad de
cambios en el gerenciamiento de operación, reduciendo los costos de operación.
Un efecto común de la rehabilitación, que pasa por el cambio de equipos antiguos y con la
dificultad de obtención de piezas de reposición normalmente caras, requiriendo largos
tiempos para que sean entregadas por medios más modernos, con servicios pos-venta rápidos
y de menor costo, hace con que la frecuencia de mantenimiento y el tiempo de parada de los
equipos sean substancialmente menores, haciendo con que la disponibilidad aumente,
reduciendo el costo de mantenimiento y aumentando la rentabilidad de la CH.
Seguridad: con el desgaste de los equipos, estructuras, aumento de frecuencias y el tiempo de
las intervenciones de mantenimiento y las cargas extremas que la estructura aguanta, sean
debido a intemperies, debido al ciclo anual de operación, el riesgo de ocurrir accidentes con
personas o con las estructuras aumenta. No es raro encontrar en el noticiario internacional
relatos de presas que rompieron, turbinas que reventaron, tubos que rompen, entre otros.
Eventos de fallas de seguridad asociadas a represas tiene consecuencias catastróficas tanto
para los operadores de la central cuando para las poblaciones que viven en las inmediaciones.
El rompimiento de una represa es acompañado de pérdidas humanas y materiales.
22
La rehabilitación permite intervenir y recuperar puntos frágiles en la estructura de la planta y
en los equipamientos de manera que aumente la seguridad de la central.
Mediciones y controles más eficientes: con la introducción de sistemas de monitoreo y
control modernos, particularmente relacionados a la automatización y la transmisión de datos
a distancia, es posible tener un control mejor de la operación de la central promoviendo
correcciones rápidas cuanto a fallas aunque están en esa fase. Automoción es un ejemplo. Su
implementación permite la reducción de personal en la planta siendo posible hasta la
operación remota con aumento de la eficacia en la supervisión. Todos los parámetros de
operación pueden ser controlados en tiempo real en una única sala, con sistema de alarma
para variaciones inesperadas de las variables de control. Esos equipamientos permiten una
reducción en los costos de operación y aumento de los lucros provocando un aumento de la
confiabilidad y seguridad de la central.
Recibir bonos de carbono: proyectos de rehabilitación de CH con más de cinco años de
operación, que no alteren el volumen del lago o que tengan pequeños aumentos y que
desplacen el consumo de combustible fósil para la generación de electricidad, son pasibles de
participar en el mercado del comercio de emisiones, tanto en el ámbito del Mecanismo de
desenvolvimiento limpio (MDL) del protocolo de Quioto (PQ), cuanto en el Instituto Europeo
de Comercio de Emisiones (EU ETS). Las actividades del proyecto son comprendidas por el
Escopo Setorial 1 del MDL: “las industrias de energía (fuentes renovables/fuentes no
renovables)”, clasificado en la categoría de “ligadas a la red de energía renovable, actividades
de generación de proyecto, ejecución de instalaciones hidroeléctricas del rio”. Vale enfatizar
que existen varios proyectos de rehabilitación de CH negociando los bonos de carbono en el
mercado internacional.
Atender las exigencias legales y ambientales más recientes: las exigencias legales,
ambientales y del sector eléctrico son alteradas con el tiempo para normas más exigentes.
Esas exigencias pueden restringir la operación de la central y hasta mismo parar la central. La
rehabilitación permite, que durante la parada de la planta, los servicios sean ejecutados para
compatibilizar la operación y la disposición de las exigencias legales.
23
4. GUÍA METODOLÓGICA PARA LA REHABILITACIÓN DE
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
Después de verificada la necesidad de rehabilitación de una central hidroeléctrica, el próximo
paso es conocer los aspectos relevantes que deben ser considerados al momento de realizar
una rehabilitación.
El propósito del siguiente capítulo es el de crear una guía metodología para la rehabilitación
de centrales hidroeléctricas, donde se encontraran herramientas que ayudaran a evaluar las
partes que conforman la central (turbinas, generadores, subestación, protecciones, medición,
sistemas de control y otros) mediante los cuales se definirá la opción más adecuada de
rehabilitación y los procedimientos para su realización. La base de toda esta información fue
obtenida de (IEEE 2005) y (EPRI 1999).
En forma general toda rehabilitación puede ser realizada, siempre y cuando cumpla las
condiciones para que este procedimiento se lleve a cabo, y trae como beneficios una menor
inversión para obtener un aumento de generación así como la mejora de la confiabilidad y un
aumento en el tiempo de vida de los equipos que conforman la central hidroeléctrica.
4.1. Procedimientos para evaluar la rehabilitación
Inspección Visual
Evaluación de prioridades
Estudio de factibilidad
Proyecto preliminar de
rehabilitación
Proyecto definitivo
de rehabilitación
Diagnóstico de turbinas y generadores
Estudios hidrológicos
Diagnóstico de estructuras civiles
Evaluación Técnica
Evaluación Ambiental
Evaluación Financiera
Evaluación Socio-económica
Figura 4.1: Diagrama de flujo: Procedimientos para evaluar la rehabilitación
24
Para un mejor entendimiento los procedimientos para evaluación de la rehabilitación de una
central hidroeléctrica, se encuentran resumidos en el diagrama de flujo mostrado en la Figura
4.1. Este diagrama de flujo es solamente una guía inicial que puede ser considerada para la
evaluación de un primer análisis de rehabilitación de una central hidroeléctrica. Esto no
significa que los parámetros existentes sean los únicos, pero si los de mayor importancia,
debido a que cada central tiene su propia problemática y características.
4.2. Estudio de factibilidad
Es necesario realizar un estudio de factibilidad de las distintas alternativas para determinar la
forma más favorable de acción de rehabilitación. En este estudio debe ser considerado el
equipo de trabajo, operación y mantenimiento de la planta.
Las alternativas incluyen la reparación, sustitución, rehabilitación, modernización y
automatización así como la adquisición de nuevos equipos. Estas alternativas tienen que ser
estudiadas comparando su rendimiento y justificación económica, para que finalmente se
pueda obtener una decisión definitiva.
La factibilidad del análisis de costo beneficio, puede ser muy simple o muy complicado, este
dependerá del tamaño del proyecto y la complejidad de las características opcionales.
4.2.1. Beneficios previstos
Incremento de producción de la planta
Las maneras de aumentar la producción, capacidad o energía, abarcan prácticamente todos los
aspectos de la planta. Algunas modificaciones para aumentar la producción costaran más
caras que otras, y algunos tendrán mayores beneficios que otros. Durante el estudio de
factibilidad, es necesario definir las modificaciones que son económicamente justificables. El
actual gasto de modernización debe equilibrarse con las ganancias a largo plazo. Por ejemplo,
puede parecer como un importante gasto rebobinar un estator de 41 años, considerando que la
ganancia de la producción puede ser pequeña, pero si se evalúa en el futuro de la vida de la
planta, puede ser un gasto muy conveniente.
Cuando se evalúan programas de rehabilitación, el análisis de las exigencias laborales, en
función de las necesidades del personal puede mostrar dramáticamente beneficios
económicos, por eso que es recomendable analizar los turnos realizados por cada miembro del
personal.
25
Mayor eficiencia en el uso del agua
Mejores diseños de equipos y sistemas ofrecen la oportunidad de hacer un uso más eficiente
del agua. El aumento de la eficiencia en la turbina y pasajes de agua, es una zona que debería
someterse a un examen crítico, con la intención de obtener compromisos de ganancias a largo
plazo. Incluso pequeñas ganancias de eficiencia se convierten en importantes beneficios
económicos cuando son evaluados durante la vida de la planta.
Mejora del funcionamiento y mayor disponibilidad
Beneficios pueden obtenerse por reducir la tasa de cortes de suministro y aumentar la
disponibilidad de la unidad, mejorando así la disposición de suministro de la planta. Valores
pueden ser asignados a estas mejoras y utilizados en el análisis de viabilidad al compararlos
con los beneficios.
La operación puede mejorarse mediante la incorporación de modernos sistemas de control,
reduciendo el número de dispositivos de control, eliminando innecesarias funciones de
grabación, o métodos similares. La disponibilidad de la planta puede incrementarse
reemplazando o reacondicionándose los equipos que han pasado a ser o se convertirán en
equipos propensos a fallas.
Operación reducida y costos de mantenimiento
El uso de control automatizado y adquisición de datos puede reducir muchas de las
operaciones manuales que normalmente están relacionadas con las antiguas plantas. También,
mejorar la supervisión de los datos de funcionamiento y mantenimiento, puede ayudar a
determinar las necesidades de mantenimiento y reducir paradas forzosas.
4.2.2. Costos
Estudios de factibilidad cubren los costos económicos asociados con la rehabilitación. Los
costos pueden ser clasificados en varias categorías. El análisis de la factibilidad en una
rehabilitación de una planta hidroeléctrica frecuentemente requiere pruebas de los equipos, el
paso de agua perdida, y los niveles de los ríos y las corrientes, de esa manera es posible
confirmar las condiciones existentes antes de realizar las modificaciones en la planta.
Costos directos
a) Costo para adquirir e instalar nuevos equipos o modificar los actuales
b) Costos para la planificación, ingeniería, compra, estudios ambientales, capacitación,
etc.
26
c) Supervisión del terreno e inspección
Costos indirectos
a) Oficinas de supervisión
b) Ingeniería insumos y apoyo como maquinas fotocopiadoras, suministros, luces,
alquiler, teléfono, y computadoras.
c) Gestión general
Inversión relacionada a costos
a) Depreciación y salvamento
b) Rendimiento sobre el capital
c) Ingresos percibidos durante los cortes causados por el programa de rehabilitación
d) Impuestos
e) Seguros
f) Costo de los fondos utilizados durante la construcción
A continuación serán mencionados los procesos de identificación de problemas, de
reparación, modificación o sustitución, de los diversos componentes, ya sea para ampliar su
vida útil, mejorar su confiabilidad y/o restablecer o mejorar su desempeño.
4.3. Reemplazo del equipo
En función de la condición de un equipo, este puede ser directamente sustituido en lugar de
realizar pruebas de revisión, evitando de esa forma un gasto innecesario de dinero.
Según (IEEE 2005), si alguna o varias de las siguientes condiciones constan en un equipo, se
recomienda que este sea sustituido en lugar de ser reacondicionado:
a) Daño físico o deterioro
b) Historia de fallas frecuentes y de reparación
c) Valoración insuficiente deseada en la maquina
d) Valoración insuficiente de las condiciones del sistema
e) No cumple con las modernas exigencias de seguridad
f) Falta de piezas de repuesto
27
4.4. Turbinas
La manera más fácil de evaluar el estado de una turbina, es mediante una simple comparación,
de la eficiencia original de la turbina con la eficiencia actual, generalmente las turbinas
modernas tienen una eficiencia entre 85 a 95%, que varía en función del caudal y del salto de
agua. También es posible verificar fluctuaciones de potencia observando los indicadores del
generador, claro está que este último no confirma si el problema está en la turbina o en el
grupo generador. Por ello es necesaria una revisión más detallada del principal componente
mecánico que es la turbina, a fin de determinar el alcance de los trabajos que se llevaran a
cabo.
Los principales componentes mecánicos que deben ser analizados son:
Rodete
Eje de la turbina
Rodamientos del eje de la turbina
Sistemas de regulación de la turbina incluyendo abertura de compuertas, álabes del
rodete, deflectores, válvulas de aguja, acoplamientos (incluyendo cojinetes) y
servomotores.
Cobertura del eje o sello mecánico
Anillos superiores e inferiores
Lubrificación de los rodamientos y sistema de refrigeración
Álabes:
Tubo de succión
Válvula de cierre de la turbina
Válvula de alivio de presión
Soldadura de anillos y placas
Válvulas rompe vacío
Anillos de descarga
Ventilación de la turbina
Mínimamente deben ser realizados ensayos no destructivos en los álabes del pre distribuidor y
del rodete, para poder identificar posibles fisuras. Al mismo tiempo es conveniente
28
inspeccionar los componentes de los pasajes hidráulicos, cámara espiral, álabes del
distribuidor y placas de desgaste a efectos de determinar corrosión o erosión.
4.4.1. Diagnóstico y detección de fallas en turbinas
Para poder detectar rápidamente algunos problemas que surgen en la turbina la Tabla 4.1
muestra los modos de fallas típicos y signos de avería que generalmente se presentan en una
turbina (Calderaro 2006), (IEEE 2005) y (Blanco 1999).
Tabla 4.1: Modos de fallas típicos y signos de avería en turbinas Francis
Modos de falla Signos de avería
Deformación Eje de la turbina pandeado
Corrosión Material de la turbina picado
Babbitt del cojinete exfoliado
Separación
Alabes de la turbina fracturados (fragilidad)
Alabes de la turbina agrietados
Eje de la turbina agrietado
Turbina fisurada (intercristalina)
Turbina fracturada por desgaste
Eje de la turbina fracturado por desgaste
Calidad del material
Turbina envejecida
Material de la turbina degradado
Material de la turbina deteriorado
Desplazamiento
Fijación de la turbina aflojada
Turbina desalineada
Cojinete de turbina mal ajustado
Presión excesiva del sello del eje
Desgaste Segmentos de cojinetes desgastados
Turbina cavitada
Para poder relacionar los modos de falla y las propiedades de la turbina es posible utilizar la
Tabla 4.2.
Tabla 4.2: Relación entre modos de falla y propiedades de la turbina
Propiedades
Signos de avería 1 2 3 4 5
Eje de turbina pandeado
Material de la turbina picado
Cangilones de la turbina fracturados (fragilidad)
Cangilones de la turbina agrietados
Turbina fisurada (intercristalina)
Turbina fracturada por desgaste
Turbina envejecida
Material de la turbina degradado
Material de la turbina deteriorado
Fijación de la turbina aflojado
Turbina desalineada
Turbina cavitada
29
1. Apertura del distribuidor (%)
2. Vibraciones
3. Temperatura
4. Fugas de agua
5. Cavitación de la turbina
Después de identificado el problema, en el proceso de rehabilitación de turbinas normalmente
se deben incluir actividades como:
Desarrollo de especificaciones
Solicitación de especificación
Evaluación de ofertas
Decisión
Adquisición del nuevo equipo
Desmontaje de los equipo existentes
Instalación de nuevos componentes
Re ensamblaje
Pruebas de aceptación del equipo
Operación comercial
4.4.2. Protección de la turbina y control de instrumentación
La protección de la turbina y control de instrumentación varía en función del tipo y tamaño de
la turbina a rehabilitar. La selección de instrumentación empleada en la turbina puede
apoyarse en los siguientes criterios:
a) Confiabilidad
b) Robustez
c) Sensibilidad
d) Exactitud
La cantidad de equipos necesarios para proteger y controlar una turbina y equipos auxiliares
variará según el tamaño y tipo de turbina considerada. Turbinas tradicionalmente han sido
equipadas con conmutadores de límite, presión y de flujo. El reemplazo de estos por sensores
analógicos ofrece el monitoreo en tiempo real de parámetros pertinentes.
30
4.5. Generadores
Frecuentemente la rehabilitación de un generador incluye un aumento de su capacidad, o en
un caso extremo el reemplazo del equipo, debido a que la rehabilitación de una CH no solo
está sujeta al estudio del generador sino, de todas partes que la conforman.
La rehabilitación de generadores está directamente ligada con la eficiencia operativa del
equipo así como la posibilidad de mejoras en la turbina y por lo tanto del mismo generador.
Inicialmente es necesario verificar la capacidad del equipo preguntándose si este puede llevar
a cabo las mejoras que se realicen a la turbina, como resultado de mejoras de diversos
componentes de la central o con el objetivo de aumentar su eficiencia. Una vez considerado
esto es posible realizar a evaluación para llevar a cabo ese aumento de generación.
Debe ser analizado el estado actual de los equipos eléctricos, comparando los resultados de
pruebas y análisis actuales con las pruebas antiguas, esta comparación pueda dar una idea de
la situación actual de rendimiento y confiabilidad de los equipos, algunas de esas pruebas son:
Generador: Pruebas de aislamiento, impedancia en el rotor, resistencia.
Transformador: Pruebas al aceite, impedancia, relación de transformación,
resistencia.
Tablero y protecciones: Pruebas de aislamiento.
Dentro de las mejoras que pueden ser realizadas en un generador se destacan las siguientes:
Aislamiento de las bobinas del estator
Ventilación y sistema de enfriamiento
Algo muy importante que se debe considerar al momento de rehabilitar un generador, es la
verificación de cambios en la inercia, reactancia, o las constantes de tiempo. Por lo tanto en
cada caso, los parámetros de la máquina se deben evaluar, junto a la capacidad del diseño
actual, dadas las nuevas características de la turbina.
4.5.1. Diagnóstico y detección de fallas en generadores sincrónicos trifásicos
Para poder detectar rápidamente algunos problemas que se surgen en el generador la Tabla 4.3
muestra los modos de fallas típicos y signos de avería que generalmente se presentan en
generadores sincrónicos trifásicos.
31
Tabla 4.3: Modos de fallas típicos y signos de avería en generadores sincrónicos trifásicos
Modos de falla Signos de avería
Deformación
• Eje del generador pandeado
• Estator del generador descentrado
• Rotor generador deformado
• Devanados deformados Deformación
• Generador deformado por corto circuito
Corrosión • Barras del generador corroídas
Separación
• Barras del generador fracturadas
• Aspas del ventilador separadas
• Uniones de los polos del rotor separadas Separación
• Cuñas del devanado del estator aflojadas
Contaminación
• Ductos de ventilación obstruidos
• Anillos de la excitación Contaminación carbonizados
• Devanados contaminados
Desplazamiento
• Aspas del ventilador aflojadas
• Polos del rotor aflojados
• Barras del devanado desplazadas
• Rotor desalineado
• Polos acuñados Desplazamiento
• Rotor desplazado por desbalance magnético
Desgaste
• Rotor y Devanados desgastados Desgaste
• Generador corroído
• Aislamiento del devanado perdido por temperatura
Calidad del material • Devanados envejecidos
• Devanados ablandados por temperatura
Descargas parciales
• La amplitud reducida.
• Causan envejecimiento progresivo en el aislamiento
sólido.
• Con el transcurso del tiempo es posible la perforación
completa del sistema aislante.
• Para garantizar la confiabilidad del sistema aislante, es
necesario detectar su presencia, por medio de
mediciones que obviamente son del tipo no destructivo.
Otros
• Calentamiento de los devanados
• Nivel de aceite en los cojinetes perdido
• Caudal de agua de refrigeración perdido
Para poder relacionar los modos de falla y las propiedades del generador puede ser utilizada la
Tabla 4.4.
32
Tabla 4.4: Relación entre modos de falla y propiedades del generador
Propiedades
Signos de avería 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27
Eje generador pandeado
Estator del generador descentrado
Rotor del generador deformado
Devanados deformados
Generador deformado por corto circuito
Barras del generador corroídas
Barras del generador fracturadas
Aspas del ventilador separadas
Uniones de los polos del rotor separadas
Cuñas del devanado estator aflojadas
Ductos de ventilación obstruidos
Anillos excitación carbonizados
Devanados contaminados
Devanados envejecidos
Devanados ablandados por temperatura
Aspas del ventilador aflojadas
Polos del rotor aflojados
Barras del devanado desplazadas
Rotor desalineado
Polos acunados
Rotor desplazado por desbalanceo magnético
Generador corroído
Aislamiento perdido por temperatura
Calentamiento de los devanados
Caudal de agua de refrigeración perdido
1. Apertura del distribuidor (%)
2. Temperatura del aceite
3. Temperatura cojinetes
4. Corriente de excitación
5. Caudal de aceite de lubricación
6. Caudal de agua de refrigeración
7. Temperatura devanado del estator
8. Temperatura de agua de refrigeración
9. Potencia Activa
10. Potencia Reactiva
11. Voltaje
12. Frecuencia
13. Corrientes de fase
14. Vibraciones
15. Temperatura
16. Fugas de agua
17. Chisporroteo
18. Variación del nivel de voltaje
19. Variación de nivel de frecuencia
20. Variación de la corriente de excitación
21. Pérdida del caudal de agua de refrigeración
22. Desgaste de cojinetes
23. Cavitación de la turbina
24. Propiedades físicas del aceite
25. Aislamiento devanado estator
26. Aislamiento devanado rotor
27. Desgaste de escobillas
33
4.5.2. Protecciones de los generadores
Al momento de rehabilitar una CH es importante tomar muy en cuenta las protecciones
asociadas a los generadores, ya que estos son parte esencial de la planta y son equipos muy
costosos y que cada vez que se encuentran fuera de funcionamiento, pueden generar grandes
pérdidas económicas.
Los generadores deberán de tener protecciones contra sobre corrientes, contra fallas a tierra,
fallas entre fases, contra flujo inverso de potencia, pérdida de excitación y desbalance de
corrientes o voltajes. De no tener este tipo de protecciones, se procederá a evaluar
económicamente si resulta viable la inclusión de este tipo de protecciones.
Durante la rehabilitación se puede evaluar el estado de dispositivos y relevadores, ya que con
el tiempo es posible que no estén en condición operativa o sea conveniente su sustitución por
un equipo de nueva generación. También es adecuado recalcular los valores de operación de
las protecciones, ya que es posible que con la rehabilitación de la planta sea necesario cambiar
estos valores para permitir una actuación ideal de los equipos de protección.
4.5.3. Sistema de excitación
La rehabilitación de un sistema de excitación es una de las más comunes para todos los
equipos, pretendiendo mejorar la eficiencia, confiabilidad, desempeño y disminución del
mantenimiento. En la mayoría de los casos el aumento de la eficiencia viene dado por la
eliminación de pérdidas mecánicas y magnéticas del excitador giratorio y la eliminación del
reóstato del campo de excitación. Los sistemas de excitación giratorios tienen una eficiencia
generalmente del 88% comparada con la eficiencia de hasta un 95% de sistemas de excitación
estáticos. La confiabilidad también debe ser mejorada debido a que los equipos con muchos
años de funcionamiento fallan comúnmente cuando las cargas que deben de manejar se
acercan a la de sus límites de diseño, a diferencia de los sistemas estáticos modernos que
tienen alta confiabilidad.
Los sistemas de excitación del tipo rotatorio pueden tener respuestas demasiado lentas en
función de los requerimientos de los sistemas actuales de control automático y pueden no
funcionar como se necesitaría durante los diferentes cambios. Cuando se considera la
rehabilitación de máquinas con escobillas y anillos deslizantes, la mejor opción a tomar en
cuenta son los sistemas de excitación estáticos y sin escobillas. Con esto se disminuye en gran
medida la necesidad de mantenimiento, debido a la eliminación de componentes mecánicos
que necesitan ajustes frecuentes y que a veces necesitan partes de reemplazo que no son
encontradas tan fácilmente.
34
4.6. Transformadores de potencia
Si la potencia generada por la CH es aumentada durante la rehabilitación, se debería de
evaluar si el transformador de potencia es capaz de manejar esta carga en las condiciones
actuales. De ser necesario la capacidad del transformador puede ser aumentada, el rebobinado
es una opción, aunque no es la más adecuada económicamente ni la mejor opción técnica,
debido a que es necesario que este proceso sea efectuado en una fábrica o en un taller
especializado. Posteriormente de ser rebobinado se deben de verificar los nuevos parámetros
del equipo, tales como impedancia, resistencia de bobinas, relación de transformación, ya
probablemente estos cambiaron.
Otra manera de aumentar la capacidad de un transformador de potencia, sería aumentando la
capacidad de enfriamiento. Si el equipo lo permite, se podrían agregar etapas más eficientes
de enfriamiento forzado por bombas de aceite y ventiladores.
Por otro lado si el transformador no es capaz de soportar la nueva carga con las nuevas
provisiones, entonces se debe de reemplazar el equipo por uno de mayor capacidad. Sin
embargo si el transformador es capaz soporta la nueva carga, entonces se deberá de proceder a
efectuar las pruebas necesarias para evaluar las condiciones actuales del equipo.
4.7. Estudios hidrológicos
Es indispensable analizar los datos hidráulicos pasados y los actuales para determinar las
posibilidades de aumento de la capacidad de las unidades. Esto no sólo debe hacerse para el
análisis económico sino también para un uso más efectivo del agua disponible. Lo que implica
conocer el salto, los caudales y la calidad del agua.
La revisión de estos datos puede poner en evidencia una mala operación de las turbinas con
excesiva cavitación o vibraciones. Por otro lado deberán considerarse las posibles
modificaciones de los pasajes hidráulicos principales. Por ejemplo la existencia de sedimentos
o desprendimientos de tierra en el canal de descarga, o en la aducción puede afectar la
operación adecuada de la planta.
Un exceso de sedimentos aguas arriba de la central puede implicar una reducción de salto
disponible, pérdida de capacidad de almacenamiento y daños a las estructuras de concreto y
equipamiento hidromecánico, debido a excesiva erosión. Si la sedimentación se convierte en
un problema deberán considerarse el uso de equipamiento para el movimiento de tierra.
35
4.8. Estructuras civiles
Para toda central hidroeléctrica que se desea rehabilitar ya sea nueva o antigua, es necesario
efectuar este tipo de inspecciones ya que un diseño o construcción inadecuada puede
ocasionar problemas en términos de continuidad de la operación o aumento de potencia
instalada.
Deberá en lo posible verificarse la existencia de asentamientos y deformaciones con un mapeo
de las fisuras. Si existiera expansión del hormigón en algunos casos, es posible verificar en
función del equipamiento hidromecánico vinculado a él, que generalmente presentará
problemas de movimiento. Los bordes y paredes de concreto deberán también ser
inspeccionados, pues generalmente presenta separaciones importantes que a su vez pueden
identificar filtraciones en zonas críticas de la central.
4.8.1. Pasajes hidráulicos
Los túneles y tuberías de presión deberán ser vaciados e inspeccionados a lo largo de su
longitud, verificando las condiciones de las paredes. La existencia de sedimentación en el
fondo dará una idea de las condiciones de la presa. Si se han producido desprendimientos del
túnel de aducción, la posibilidad de revestirlo deberá ser analizada. Las inspecciones externas
del túnel, se deberán hacer para verificar las posibles pérdidas que pudieran existir.
Es importante determinar la caída de presión en la tubería la cual establecer si la misma
corresponde a los valores de diseño.
4.8.2. Diagnóstico y detección de fallas en la fundación
Mediante la Tabla 4.5 es posible identificar los modos de fallas típicos y signos de avería que
generalmente se presentan la fundación (Taylor 2009) y (Lima 2009).
Tabla 4.5: Modos de fallas típicos y signos de avería en la fundación
Modos de falla Signos de avería
Fisuras o grietas por acción de
la variación térmica ambiental
• Dilatación de los elementos sujetos a los cambios de temperatura.
• Fisuración de los elementos que restringen la dilatación.
• Carbonatación, deterioro del concreto
Erosión • Desgaste superficial
• Corrosión de la armadura (Francis - caracol)
Por acciones biológicas • Degradación de la estructura
• Pérdida de masa y de resistencia
Fracturas por exceso de tensión
estática, dinámica o vibratoria.
• Formación de fisuras dependiendo del grado de anclaje de la
estructura
• Compresión excesiva sobre la estructura (aplastamiento)
36
5. ASPECTOS ECONÓMICOS Y FINANCIEROS
Los estudios para la viabilidad de un emprendimiento, en especial estudios que integran
aspectos específicos y técnicos de la ingeniería. Ya sea con implicaciones y repercusiones
económicas, financieras, sociales y ambientales, deben sobre todo basarse su conclusión en
los indicadores de viabilidad económica. El emprendimiento o proyecto a ser implementado
debe ser autosustentable económicamente, con un retorno compatible, aceptable dentro de
límites o parámetros de referencia y dentro de las expectativas de los inversionistas y
financiadores (Brian 2003) y (Nogueira, Rendeiro et al. 2008).
Los estudios de viabilidad económica en lo general son demorados, costosos, de difícil
relación y sujetos a inúmeras incertezas y riesgos por tratarse de estimativas económicas
futuras. Por tanto, los conceptos y las herramientas económicas deben ser utilizados por el
emprendedor y obligatoriamente conocidos por los inversionistas y financiadores.
Los indicadores de viabilidad económica permiten identificar y definir magnitudes y valores
para el análisis y entendimiento. Estos elementos posibilitan de una manera racional y
fundamentada, la decisión de la implementación del proyecto emprendedor. El retorno de la
inversión, donde la mayoría de los indicadores de viabilidad económica, en general son
expresados en la unidad de “padrón monetario” ($) o en otras unidades derivadas ($/kW o
$/kWh), pues son unidades que posibilitan la relación entre las diversas variables o los mas
distintos componentes inherentes al proyecto, tales como: costos de adquisición de equipos,
vida útil y depreciaciones, tarifas, costos ambientales, entre otros.
Tratándose de viabilidad económica para rehabilitación, el mismo estudio debe ser aplicado y
subdividido en las partes que componen el emprendimiento. En el caso en cuestión, debe ser
subdividido en los componentes hidráulicos, eléctricos, mecánicos y obras civiles de una
central hidroeléctrica. En los parágrafos siguientes se mostraran los conceptos y herramientas
económicas utilizadas en el análisis de viabilidad de un proyecto emprendedor siendo
extendido al estudio de la viabilidad económica para la rehabilitación de una central
hidroeléctrica.
5.1. Aspectos económicos para rehabilitación
Así como son realizadas las consideraciones económicas para evaluar la viabilidad del
proyecto, también son realizadas las consideraciones económicas para el estudio de la
viabilidad de rehabilitación de una central hidroeléctrica. De este modo, el primer pasó es el
37
estudio y el levantamiento del presupuesto, juntamente con la estimativa de la inversión a ser
utilizada. Deberán ser determinadas todas las cantidades y costos unitarios, tanto de los
equipos nuevos como los servicios proyectados en el caso de las obras civiles.
La rehabilitación evalúa e identifica cuales son los componentes del sistema de la CH que
pueden ser modificados de forma que tal inversión promueva lucros o beneficios en la
generación y, consecuentemente, venta de energía eléctrica. En este contexto se encuentran
las características del estudio de la viabilidad económica de rehabilitación, pues el mismo
estudio económico es aplicado, entretanto debe ser subdividido en las partes que componen la
central tales como: componentes hidráulicos, electromecánicos y obras civiles. La subdivisión
permite la identificación de aquellos componentes que deben ser modificados y sus costos
(Veiga 2001) y (Rivas, Trejo et al. 2007).
La subdivisión de los componentes para el estudio puede servir como una guía para la
previsión de los costos conforme lo listado:
a) Estructuras;
b) Represas y aductoras;
c) Turbinas y generadores;
d) Equipos eléctricos y accesorios;
e) Costos indirectos;
f) Intereses durante la rehabilitación
Tratándose de estructuras y obras civiles, deberán ser consideradas todas las excavaciones,
aterros, estructuras de concreto, fundaciones y las obras provisorias. Los costos de estos
servicios deberán ser obtenidos a través de consultas y análisis de mercado junto con las
empresas existentes.
En cuanto a los equipos electromecánicos estos deberán ser cuantificados a través de
consultas a fabricantes y proveedores. Deben ser acrecentados los costos de adquisición,
costos de inspección, transporte, montaje, supervisión, condicionamiento, impuestos, tasas y
seguros.
Los costos indirectos son aquellos que están asociados a la operación y mantenimiento,
incluyendo material, mano de obra y gastos administrativos.
Otro costo muy importante a ser considerado en el análisis económico de la rehabilitación, es
el costo de indisponibilidad. Este costo está relacionado con la pérdida de las ganancias
38
provenientes de la operación de una unidad generadora para alimentación del sistema
eléctrico y el pago de la energía a ser entregada por otro generador para atendimiento del
contrato de abastecimiento. Al momento de levantar estos costos deben ser llevados en
consideración, estadísticamente, las paradas de las máquinas para reparos y contingencias del
sistema. La frecuencia y duración de estas paradas son factores determinantes para tomar la
decisión de realizar la rehabilitación o no, pues influencian directamente en la disminución de
las ganancias y aumento de los gastos.
Algunos fabricantes y proveedores de equipos sugieren valores para el costo de rehabilitación
en función del tipo de componente que constituye la central hidroeléctrica. Los valores son
mostrados en la Tabla 5.1 (Veiga 2001):
Tabla 5.1: Costos de Rehabilitación
Componentes Lucros kW
(promedio)
Costo / kW
Estudios y Proyectos 7% da obra
Circuito Hidráulico Até 1% US$125,00
Turbina 2 a 15% US$200,00 a 450,00
Generador 20 a 30% US$125 a 375,00
Fuente: Cesp, Voith-Siemens, Alstom, Iberdrola
El análisis de la viabilidad de rehabilitación, la Producción de Energía es un parámetro
importante que representa la ganancia del emprendimiento. En este caso debe ser considerada
la determinación de la producción de energía en las nuevas condiciones de operación de la
central y compararla con la producción sin rehabilitación. En la evaluación debe ser
considerada si la central estaba en operación o desactivada. Si la usina estaba en operación, se
debe descontar la energía producida antes de la rehabilitación. Se la usina estaba desactivada,
se considera toda la energía producida.
Los parámetros para el cálculo de la nova producción de energía son (Veiga 2001):
Operación en una nueva curva de permanencia (otras condiciones hidrológicas);
Potencia instalada de máquina incrementada;
Central comercialmente abastecimiento energía en la base o en la punta de la
demanda.
La decisión por la rehabilitación podrá ser definida a través del costo de la energía producida.
Esto es, cuando el precio del costo de la energía producida llega a valores menores que los de
comercialización. De esta forma este costo pasa a ser considerado como uno de los
indicadores de viabilidad de rehabilitación.
39
El precio de costo de la energía producida por la rehabilitación es obtenido dividiendo la suma
de todos los gatos anuales por la producción anual de energía. De este modo será obtenido el
valor del costo de cada MWh generado.
5.2. El método de evaluación
En la literatura pueden ser encontrados diversos métodos de evaluación económica, aquí será
adoptado el método determinístico, que utiliza modelos de flujo de caja, y se basa en la
aplicación del principio de la casualidad suponiendo a lo largo del tiempo de la vida del
proyecto. Para esto se programan los gastos o costos de inversión, los de operación y
mantenimiento, y los valores recibidos por la venta de energía en diferentes tiempos,
convirtiendo estos en un flujo de caja que relacione el dinero con el tiempo.
De esta manera, en los parágrafos siguientes son mostrados algunos conceptos y expresiones
que relacionen el dinero con el tiempo, resultando en los indicadores económicos (Fante
2007), (Calderaro 2006), (Gómez 2007), (Gyori 2007), (Maldonado, Panunzio et al. 2006),
(Veiga 2001), (Rivas, Trejo et al. 2007) y (Nogueira, Rendeiro et al. 2008).
5.2.1. Valor Presente Neto (VPN)
Calcula la suma algébrica de todos los valores existentes en el Flujo de Caja, se los signos son
positivos representan las entradas, rentas y beneficios, ya cuando los signos son negativos
representan las salidas, gastos y costos, incluyendo la inversión inicial, todos ya descontados,
o sea, aplicando la tasa de descuento. Existen maneras diferentes de ejecutar el método, como
por ejemplo, aplicar la tasa de descuento directo sobre el saldo de cada período (saldo es la
suma entre los gastos y costos, puede ser positivo se las entradas fuesen mayores que las
salidas y negativo en el caso contrario).
La expresión que relaciona el dinero, costo y beneficio, con el tiempo es:
(5.1)
Donde n es el periodo en que ocurre el valor; VF es llamado de Valor Futuro; VP es
denominado de Valor Presente; m es una tasa de descuento del mercado; el termino entre
corchetes es denominado de “factor de actualización”. La expresión significa que el dinero
que se recibe o se invierte en un instante de tiempo n es llamado de Valor Futuro VF, Valor
Presente VP y una tasa del mercado m.
El Valor Presente Neto (VPN) resulta de la diferencia de todas las entradas o beneficios a lo
largo de la vida del proyecto y los gastos operacionales, actualizados en el tiempo cero o en la
40
fecha en que comienza la inversión. Para el cálculo del VPL es utilizada la expresión dada
por:
(5.2)
Donde Ii son las entradas en el año i; Ci son las inversiones en el año i; Mi los costos
referentes con mantenimiento en el año i, Oi son los costos con operación en el año i, Vr es el
Valor Residual de la inversión al final de su vida, suponiendo que la vida de los equipos sea
superior a la inversión; n es el número de años de vida del proyecto, r es la tasa anual real de
actualización.
Para tener una idea bastante clara y fácil de entender se debe realizar un diagrama que
muestre a lo largo del tiempo cómo son los flujos de caja, el cual nos dice cuáles son los
períodos de inversiones y cuáles son los períodos en los que comenzamos a obtener
beneficios. Se representan sobre una línea horizontal varias divisiones correspondientes a los
períodos de evaluación del proyecto desde que se realiza la inversión inicial. Por otro lado se
representan sobre esas divisiones, líneas verticales apuntando hacia abajo representando las
inversiones o gastos realizados, ya las líneas verticales apuntando hacia arriba representan los
beneficios obtenidos en el proyecto. Esta representación de los flujos de caja es mostrada en
la Figura 5.1.
El factor de actualización, tanto para los gastos como para las entradas en la caja, disminuye
rápidamente con el tiempo y después de los 30 primeros años resulta de forma no
significativa.
Un proyecto se considera viable si su VPN es positivo, se hubieran otros proyectos o
alternativas que tengan un VPN positivo, debe ser escogido el que presente un VPN más
elevado. Cuando el VPN es negativo, el proyecto es considerado arriesgado siendo aconsejado
no invertir en el sistema porque no recuperará la inversión realizada. Es deseable realizar
cálculos de VPN para 2 o 3 diferentes tasas de actualización a fin de verificar la robustez de la
inversión.
41
Figura 5.1: Localización de los valores do flujo de caja en el espacio temporal del proyecto. Valores x 1000
El dinero de mañana puede valer menos que el dinero de hoy, este efecto es llamado de
“inflación”. De este modo es definido el costo de oportunidad real, r, la tasa real de
actualización, es el resultado de la influencia de la inflación f sobre la tasa del mercado m. Es
expresado por:
(5.3)
Otro concepto a introducir es la anualidad y su actualización al tiempo presente. Se entiende
como anualidad, A, a una serie de pagos iguales efectuados periódicamente en tiempos
diferentes. La expresión es la siguiente:
(5.4)
El método más simple de evaluar de manera directa un proyecto es la relación entre la
inversión total y la potencia generada. Está claro que es un método simple e impreciso, pero
de primera mano, se constituye en un criterio de evaluación.
(5.5)
Donde Pinst es la potencia instalada.
A esta relación si se considera el efecto del tiempo se le llama “Costo Unitario de la Energía
(CUE)” siendo expreso por:
(5.6)
Donde fc es el factor de capacidad de la planta.
42
5.2.2. Período de Retorno (Payback)
El método calcula el número de años que se necesitan para poder recuperar con los beneficios,
el costo total de la inversión. Este es un indicador financiero, frecuentemente usado en la
etapa de pre-factibilidad.
El período de retorno puede ser “simple” o “actualizado”. El retorno simple (Rs) no considera
el valor del dinero en el tiempo, y se calcula considerando los beneficios antes de impuestos.
El retorno actualizado (Rac) toma en cuenta el dinero en el tiempo y se considera los
beneficios después de los impuestos. En general, se considera interesante un período de
retorno de inversión, que debe ser menor o igual a 7 años.
(5.7)
Donde CTI es el Costo Total de la Inversión, Ia son los Ingresos Anuales, Ga son los Gastos
Anuales.
5.2.3. Tasa Interna de Retorno (TIR)
El objetivo es definir la tasa de descuento con la cual el Valor Presente Neto (VPN) es nulo, o
sea, que tasa de descuento hace como que la suma algébrica de todos los valores descontados
sea igual a cero. Existen algunos aplicativos computacionales, como EXCEL de Microsoft,
que poseen mecanismos o macros que efectúan el cálculo de la TIR, mas el método
matemático que se basa es la de iteración, que, de manera general, puede ser entendido como
la convergencia para un valor predeterminado. En el caso, el valor predeterminado es el cero,
o sea, que el VPN debe ser nulo. Para definirse la TIR, pueden ser utilizados métodos
matemáticos o analíticos como el de Newton-Raphson, mas generalmente son realizadas
aproximaciones o tentativas sucesivas, alterándose el valor de la tasa de descuento hasta que
se llegue al valor de convergencia buscado (VPN cero).
Entre las diversas inversiones alternativas a estudiar, se escoge la TIR más elevada, cuando
los flujos de caja empiezan siendo negativos, pasando luego a ser positivos y vuelven a ser
negativos, significa que pueden darse soluciones falsas.
Cuando la TIR es mayor a la tasa actualización o de oportunidad “r”, la inversión rendirá más
que las oportunidades que brinda el mercado. Si la TIR es menor a “r”, no se recomienda
invertir.
43
5.2.4. Relación Beneficio – Costo (B/C)
Este método es una forma de presentar el VPN como una relación entre la actualización de los
Beneficios o Rentas y Costos.
(5.8)
El criterio utilizado para determinar si un proyecto es beneficioso o no es similar al de VPN;
es decir, si B/C es mayor que la unidad (B/C > 1) el proyecto es seguro, si es menor a la
unidad (B/C < 1) se rechaza automáticamente.
5.3. Consideraciones sobre Incerteza y Simulación de Monte Carlo
Durante el desarrollo de los estudios de viabilidad económica para proyectos de inversión son
utilizados números exactos en las variables de las funciones, generando de esta forma una
incomodidad de la real ocurrencia de esos números introducidos en las funciones
matemáticas. Segundo (Marques 2003), la condición de la incerteza es caracterizada cuando
los Flujos de Cajas, asociados a una alternativa, no pueden ser previstos con exactitud, o sea,
no es posible cuantificar en términos de probabilidad las variaciones en los Flujos de Caja.
Son varios los factores que pueden llevar a la incerteza (PAMPLONA and MONTEVECHI
2001); Entre ellos se pueden citar:
Factores económicos: el dimensionamiento de la oferta y demanda; alteraciones
de precios de productos y materias primas; inversiones imprevistas.
Factores financieros: falta de capacidad de desembolso, insuficiencia de capital,
etc.
Factores Técnicos: Inadecuación del proceso, materia prima y tecnología usada.
Otros: factores políticos e institucionales, clima, problemas de gerenciamiento del
proyecto.
De acuerdo con (CASAROTTO and Kopittke 1998), sobre las condiciones de incerteza
existen básicamente tres alternativas para la solución de problemas:
Uso de reglas de decisión: las matrices de decisión;
Análisis de la sensibilidad: cuanto no se dispone de cualquier información sobre la
distribución de la probabilidad;
44
Simulación: cuando se dispone de alguna información para que ella pueda
transformar la incerteza en riesgo.
Para evaluarse las inversiones en condiciones de incerteza, el método más utilizado, y más
simple, es el análisis de la sensibilidad; Mas no en tanto, esto no excluye la posibilidad de
aplicar métodos de riesgo más rigurosos; Al contrario, complementa, pues auxilia en la
identificación de las variables más importantes para trabajarse.
De acuerdo con (ROSS, WESTERFIELD et al. 2000), el Análisis de la Sensibilidad es una
investigación sobre lo que ocurre con el VPN cuando apenas una de las variables es alterada.
La idea es alterar una de las variables y verificar como esta alteración impacta en el resultado
del VPN. Esta sistemática es realizada con cada una de las principales variables del proyecto.
La variable que presenta mayor sensibilidad en el VPN será aquella en la cual los que deciden
deberán estudiar con más detalle.
El estudio de la sensibilidad es una herramienta que tiene la capacidad de traer respuestas de
sustancial importancia para los inversionistas, como:
Cuál es el aumento del valor de la inversión inicial que el proyecto soporta;
Cuál es la cantidad mínima de energía que la empresa necesita vender;
Cuál es el aumento del costo de operación y mantenimiento que el proyecto
consume y otros parámetros de relevancia que los gestores necesitan obtener.
Para averiguar y cuantificar mejor los riesgos de los emprendimientos se puede utilizar una
herramienta muy usada para este tipo de análisis, la Simulación de Monte Carlo. La
Simulación de Monte Carlo es un método basado en la simulación de variables aleatorias para
resolución de problemas. Esta herramienta surgió durante la Segunda Guerra Mundial y sus
idealizadores fueron Von Neumann y Ulam; Esta técnica fue desarrollada para suprimir la
necesidad de crearse un método para resolver problemas de integrales múltiples (Bonanni
2005). De esta manera, crearon un método que utilizaba números aleatorios en la resolución
de problemas que involucraban datos probabilísticos o estocásticos. El método de Monte
Carlo es considerado muy simple y flexible para ser aplicado en problemas de cualquier nivel
de complejidad. Entre tanto, la mayor inconveniencia del método es el número de
simulaciones necesarios para reducir el error de la estimativa de la solución procurada; Sin
embargo, con el avanzo de la informática, prácticamente este no se tornó un inconveniente.
45
Segundo (Naylor 1971), la Simulación de Monte Carlo es una técnica para buscar la solución
de problemas de orden probabilístico o estocástico, siendo utilizado en dos tipos generales de
problemas, los cuales son:
Aquel en que el proceso sea estocástico, en este caso se hace la simulación para
encontrarse la distribución de probabilidades, sea esta conocida o empírica;
Problemas matemáticos determinísticos en que no exista una solución simplificada
cuando son resueltos por métodos determinísticos. En estos casos, se buscan
soluciones aproximadas simulando un proceso estocástico que satisfaga los
requisitos para la solución de un proceso determinístico.
De acuerdo con (Evans and Olson 1998), la simulación de Monte Carlo es básicamente un
experimento estadístico cuya propuesta es estimar la distribución de una variable de salida
que depende de diversas variables probabilísticas de entrada. (Gavira 2003) expone en la
Tabla 5.2, algunos factores positivos y otros que tornan el método de la Simulación de Monte
Carlo no tan ventajoso
Tabla 5.2: Ventajas y Desventajas de la Simulación de Monte Carlo
Ventajas Desventajas
Modelos realistas.
Aplicación en problemas mal estructurados.
Grande flexibilidad.
Adquisición de visión sistemática.
Exploración de posibilidades.
Visualización de planos.
Entrenamiento especial.
Resultados pueden ser de difícil interpretación.
Dificultad de modelación.
Puede ser usada inapropiadamente.
Modelación y análisis pueden generar altos costos.
Resultados pueden ser de difícil implementación.
5.3.1. Ejemplos de la Simulación de Monte Carlo en Proyectos de Rehabilitación
Para analizar los proyectos de rehabilitación será utilizada a Simulación de Monte Carlo para
evaluar la probabilidad de obtenerse un Valor Presente Neto – VPN menor que cero. Para
ejemplificar la aplicación del método, el será aplicado en tres diferentes tipos de
rehabilitación de una central hidroeléctrica de 300 MW. El estudio de viabilidad económica
será realizado para cada una de las rehabilitaciones abajo mencionadas.
Rehabilitación mínima
Rehabilitación leve
Rehabilitación pesada
Para la realización de estas simulaciones será necesario establecer algunas premisas básicas
para las tres situaciones, y otras premisas específicas para cada tipo de rehabilitación.
Premisas estas que serán fundamentales para la construcción del modelo. Estas hipótesis serán
46
establecidas dentro de un escenario actual de mercado, posibilitando la obtención de salidas
de informaciones próximas de una situación real.
Se considerará que esta CH tiene 4 máquinas de 75 MW y será realizado los estudios
considerando solamente de una máquina y los beneficios encontrados podrán ser extendidos
para los demás equipos.
Otro factor que es de fundamental importancia en el proceso de repotenciación de una CH, es
de donde y cuál será el precio que la CH va a comprar la energía necesaria para reponer la
energía que dejará de ser generada durante el período en el cual las máquinas estarán paradas.
Asumiendo que esta máquina está operando con el factor de capacidad medio de 55%, es
posible afirmar que esta máquina estará generando 41,25 MW medios y como esta CH ya
tiene aproximadamente 25 años de vida la eficiencia cayó 25%, de esta forma esta turbina está
realmente generando 30,93 MW medios
Encontrar una cantidad de esta energía no contratada en el mercado no es una tarea fácil. Una
de las alternativas para la solución de este problema sería hacer un acuerdo con usinas
termoeléctricas utilizando combustibles fósiles o biomasa que esta pronta para operar, mas
que no tenga contrato para operar o que el contrato existente sea para operación en tiempo
parcial. Ejemplos de estos tipos de centrales son centrales que ganan una subasta de energía y
estén esperando la fecha para iniciar la generación y centrales a bagazo de caña en el periodo
existente entre cada periodo de colecta. El precio de esta energía quedaría en torno de 100-
134,00 US$/MWh. En este ejemplo será considerado que la rehabilitación tendrá que comprar
esa energía al valor de 100 US$/MWh.
Las premisas comunes para todas las tres rehabilitaciones son entonces:
Tabla 5.3: Premisas comunes para los tres tipos de rehabilitación simuladas (mínima, leve y pesada)
DADOS VALORES
Precio de la energía contrato actual $ 53,00
Precio de la energía comprada durante la repotenciación $ 100,00
Vida útil del emprendimiento 20 anos
Tasa Mínima de Atractivo - TMA 12%
Precio de venta de la energía nueva $ 74,00
Financiamiento 80/20
Tasa de financiamiento + Riesgo 8,5% a.a.
Tiempo de financiamiento 15 anos
Estudio de caso de rehabilitación mínima de una central de 300 MW
La Error! Reference source not found. abajo muestra las premisas específicas para una
rehabilitación mínima de esa central.
47
Tabla 5.4: Premisas específicas de una rehabilitación mínima de una central de 300 MW
DADOS VALORES
Valor de la inversión ($ 300,00/kW medio) $ 280.000,00
Cuantidad de energía nueva MWh 3% ganado 8.146
Tiempo de parada de la maquina 2920 horas
El resultado del estudio de viabilidad con variables básicas y específicas conforme descrito en
los ítems 5.2.1 y 5.2.3 seria:
Tabla 5.5: Resultados de VPN y TIR utilizando las premisas comunes y específicas de las Tablas 5.3 e 5.4
VPL $ 69.961,09
TIR 12,35%
Será entonces alterada en 20%, una de cada vez, las siguientes variables: valor de la inversión,
valor de la energía nueva, tiempo de parada y la cantidad de energía nueva producida por año.
El resultado se encuentra en la Tabla 5.6.
Tabla 5.6: Impacto de la variación de 20% en cuatro variables en los valores de la TIR y VPN inicial. Re
mínima
20% > $
69.961,00
$
69.961,00
$
69.961,00
$
69.961,00
Inversión $ 336.000,00 $ 280.000,00 $ 280.000,00 $ 280.000,00
Valor de la energía nueva-
MWh $ 74,00 $ 88,80 $ 74,00 $ 74,00
Tiempo de parada (horas) 2.920 2.920 3.504 2.920
Energía nueva
MWh-año 8146 8146 8146 9775,2
TIR 12,05% 15,90% 9,24% 16,10%
VPN $ 10.549,00 $ 800.803,00 $ -660.751,00 $ 841.448,00
Diferencia VPN $ -59.412,00 $ 730.842,00 $ -730.712,00 $ 771.487,00
3* 2* 4* 1*
El aumento en 20% en la cantidad de energía generada en el año impacta más positivamente
entre tanto que el mismo aumento en las horas paradas afecta más negativamente.
Fue entonces realizada una simulación de Monte Carlo con cinco mil simulaciones donde
cada variable fue combinada aleatoriamente con las demás variables, resultando en cinco mil
VPNs diferentes. Los valores introducidos se encuentran en la Tabla 5.7. Los resultados
fueron colocados en una distribución normal y su probabilidad de estar menor que cero.
48
Tabla 5.7: Valores introducidos en la simulación. Mínima
Valor energía
nueva
Tiempo de
parada
Valor energía
comprada Cantidad energía nueva
US$ /
MWh % horas % US$/MWh %. MWh
Dist. Acu
%
$ 70,00 2 2700 5 $ 90,00 3 7500 5
$ 72,00 10 2600 15 $ 95,00 30 7800 8
$ 74,00 60 2920 90 $ 100,00 90 8146 80
$ 76,00 90 3100 95 $ 110,00 95 8500 90
$ 78,00 100 3150 100 $ 115,00 100 8700 100
Figura 5.2: Distribución de los VPN para rehabilitación mínima.
-3.000
-2.000
-1.000
0
1.000
2.000
3.000
4.000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 VP
N(
$ )
( % )
PROBABILIDAD VPN < 0 - Mínima
Inversión 20% Valor energía antigua Tasa de atractivo
US$ % US$/MWh %. Valor %
$ 50.000,00 10 $ 48,00 2 0,12 100
$ 54.000,00 20 $ 50,00 5 $ 56.000,00 90 $ 53,00 85 $ 58.000,00 95 $ 57,00 90 $ 60.000,00 100 $ 60,00 100
49
El resultado de los cálculos se encuentra graficados en la Figura 5.3
Figura 5.3: Distribución normal de los VPN para una rehabilitación mínima.
Del gráfico mostrado anteriormente se obtiene la información que la posibilidad del VPN ser
menor que cero varía entre 19,7 a 25,2 %.
Estudio de caso de rehabilitación leve de una central de 300 MW
La tabla abajo muestra las premisas específicas para una rehabilitación leve de esa central.
Tabla 5.8: Premisas específicas de una rehabilitación leve de una central de 300 MW
DATOS VALORES
Valor de la inversión ($ 450,00/kW medio) $ 1.392.000,00
Cantidad de energía nueva MWh 10% ganada 27.094
Tiempo de parada de las maquinas 6480 horas
El resultado del estudio de viabilidad con variables básicas y específicas conforme descrito en
los ítems 5.2.1 e 5.2.3 seria:
Tabla 5.9: Resultados de VPN y TIR utilizando las premisas comunes e específicas de la Tabla 5.7 y
Tabla 5.8
VPL R$ 2.616.924,43
TIR 17,05%
Será entonces alterada en 20%, uno de cada vez, las siguientes variables: valor de inversión,
valor de la energía nueva, tiempo de parada y la cantidad de energía nueva producida por año.
El resultado se muestra en la Tabla 5.10.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
1 2 3 4 5 6 7
FR
EC
UE
NC
IA (
% )
DISTRIBUICIÓN NORMAL DE LOS VPN
50
Tabla 5.10: Impacto de la variación de 20% en cuatro variables en los valores de la TIR y VPN inicial. Re.
leve
20% >
Investimento $ 2.040.000,00 $ 1.700.000,00 $1.700.000,00 $1.700.000,00
Valor de la energía nova
MWh $ 74,00 $ 88,00 $ 74,00 $ 74,00
Tempo de parada
(horas) 6.480 6.480 7.776 6.480
Energía nova
MWh-ano 27094 27094 27094 32513
TIR 16,29% 21,34% 13,38% 21,590
VPL $ 2.256.208,00 $ 4.919.904,00 $ 846.395,00 $5.051.226,00
Diferencia VPL $ -360.716,00 $ 2.302.980,00 $-1.770.529,00 $2.434.302,00
3* 2* 4* 1*
En la tabla abajo son mostradas las variables que fueron consideradas en la simulación y su
probabilidad porcentual de ocurrencia.
Tabla 5.11: Valores introducidos en la simulación. Leve
Valor energía nueva Tiempo de parada Energía comprada Cantidad. Energía nueva
US$ /MWh % horas % US$/MWh %. MWh Dist. Acu %
$ 70,00 2 5500 5 $ 90,00 3 25000 5
$ 72,00 10 6000 15 $ 95,00 30 26000 8
$ 74,00 60 6480 90 $100,00 90 27094 80
$ 76,00 90 7000 95 $110,00 95 28000 90
$ 78,00 100 7500 100 $115,00 100 29000 100
INVESTIMENTO 20% Valor energía antigua Tasa atractivo
US$ %. U$/MWh %. Valor %
$250.000,00 10 $48,00 2 0,12 100
$260.000,00 20 $50,00 5
$278.400,00 90 $53,00 85
$290.000,00 95 $57,00 90
$300.000,00 100 $60,00 100
51
Figura 5.4:Distribución de los VPN para rehabilitación leve.
El resultado de los cálculos está graficado en la Figura 5.5
Figura 5.5: Distribución normal dos VPL para rehabilitación leve.
En el gráfico anterior se obtiene la información que la posibilidad del VPN ser menor que
cero varía entre 0,1 a 0,5 %.
Estudio de caso de rehabilitación pesada de una central de 300 MW
La tabla abajo muestra las premisas específicas para una rehabilitación mínima de esa central.
Tabla 5.12: Premisas específicas de una rehabilitación pesada de una central de 300 MW
DADOS VALORES
Valor de la inversión ($ 1.200,00/kW medio) $ 6.336.000,00
Cantidad de energía nueva MWh 17% ganado 46,252
Tiempo de parada de la maquina 8760
El resultado del estudio de la viabilidad con variables básicas y específicas conforme lo
descrito en los ítems 5.2.1 e 5.2.3 seria:
-2.000
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55
VP
N (
$ )
( % )
PROBABILIDAD VPN < 0 - Leve
0
10
20
30
40
50
1 2 3 4 5 6 7
FR
EQ
ÜÊ
NC
IA (
% )
DISTRIBUIÇÃO NORMAL DOS VPLs
52
Tabla 5.13: Resultados de VPN y TIR utilizando las premisas comunes e específicas de la Tabla 5.11 y
Tabla 5.12
VPL R$ 2.895.841,06
TIR 15,43%
Será entonces alterada en 20%, uno de cada vez, las siguientes variables: valor de inversión,
valor de la energía nueva, tiempo de parada y la cantidad de energía nueva producida por año.
El resultado se encuentra en la Tabla 5.9.
Tabla 5.14: Impacto de la variación de 20% en cuatro variables en los valores de la TIR y VPN inicial.
Pesada
20% >
Investimento $7.603.200,00 $ 6.336.000,00 $ 6.336.000,00 $ 6.336.000,00
Valor da energía nova
MWh $ 74,00 $ 88,00 $ 74,00 $ 74,00
Tempo de parada
(horas) 8.760 8.760 10.512 8.760
Energía nova
MWh-ano 46252 46252 46252 55502
TIR 13,78% 19,75% 11,78% 19,99%
VPL $1.551.431,00 $ 6.698.160,00 $ -213.490,00 $ 6.914.844,00
Diferencia VPL $-1.344.410,00 $ 3.802.319,00 $ -3.109.331,00 $ 4.019.003,00
3* 2* 4* 1*
En la tabla de abajo son mostradas las variables que fueron consideradas en la simulación y su
probabilidad porcentual de ocurrencia.
Tabla 5.15: Valores introducidos en la simulación. Pesada
Valor energía nova Tiempo de parada Energía comprada Cant. Energía nueva
US$
/MWh %. horas %. US$/MWh % MWh
Dist.
acum.
$ 70,00 2 6500 5 $ 90,00 3 30000 5
$ 72,00 10 7000 15 $ 95,00 30 35000 8
$ 74,00 60 8760 90 $ 100,00 90 46252 80
$ 76,00 90 9500 95 $ 110,00 95 47000 95
$ 78,00 100 10500 100 $ 115,00 100 47500 100
INVESTIMENTO 20% Valor energía antigua Tasa de atractivo
U$ % U$/MWh % Valor %
$1.000.000,00 10 $48,00 2 0,12 100
$1.150.000,00 20 $50,00 5
$1.267.200,00 90 $53,00 85
$1.400.000,00 95 $57,00 90
$1.500.000,00 100 $60,00 100
53
Figura 5.6:Distribución de los VPN para rehabilitación pesada.
El resultado de los cálculos está graficados en la Figura 5.7
Figura 5.7: Distribución normal de los VPN para la rehabilitación pesada.
Del gráfico anterior se verifica que la posibilidad del VPN ser menor que cero varía entre 0,3
a 1,2 %.
5.4. Algunos Casos de Estudios de Rehabilitación
5.4.1. CH Jupiá (São Paulo – Brasil), (Veiga 2001)
La central Jupiá fue el primer emprendimiento hidroeléctrico construido en el río Paraná,
próximo donde desemboca el rio Tietê y en el salto Urubupungá, en la época en que ya se
previa la construcción de la CH Ilha Solteira. Su construcción fue iniciada en 1960,
-4.000
-2.000
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55
VP
N (
$ )
( % )
PROBABILIDAD VPN < 0 - Pesada
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
1 2 3 4 5 6 7
FR
EC
UE
NC
IA (
% )
DISTRIBUCIÓN NORMAL DE VPN
54
inaugurada en 1969 y concluida en 1974, localizada en el municipio de Castilho SP y Três
Lagoas MS. Desde 1966 pertenece a la CESP Compañía Energética de São Paulo.
La rehabilitación de la central se dio en un momento oportuno en que se presentaba la
necesidad de mantenimientos más profundos en los generadores, al mismo tiempo la CESP
tenía dificultades operativas en esta usina debido a su caudal máximo equipado de 9520 m3/s
frente al caudal de 11600 m3/s de la Ilha Solteira más Três Irmãos.
Fue considerado en este caso la rehabilitación del conjunto turbina-generador considerando
que la viabilidad de uno de ellos lleva, de alguna forma, a la viabilidad de todos. Se consideró
primeramente, la rehabilitación solamente con el costo de la turbina y posteriormente el costo
de la turbina y del generador. Fue llevado en consideración los costos estimados en dólares en
la época de sus estudios por la CESP.
a) Características Generales de Jupiá
La central Jupiá es una usina del tipo hilo de agua, su casa de fuerza es compuesta de
14 grupos generadores con una potencia instalada de 1.551,2 MW. Las turbinas son
del tipo Kaplan.
Características de las unidades de la Usina Jupiá en la época:
Caudal medio 536 m3/s
Caudal mínimo 460 m3/s
Desnivel mínimo 21,3m
N° de Turbinas / Generador 14
Fabricante Riva/ Asgen/EscherWyss
Potencia 100,8 MW
Eficiencia del Conjunto 86%
Factor de Capacidad 80%
b) Evaluación Técnica de la central Jupiá
Teniendo en cuenta la ejecución de los servicios de reacondicionamiento de los
generadores y la necesidad de mantenimiento de 120 mil horas en diversas unidades
de la usina se decidió por la rehabilitación de las turbinas en paralelo con aquellas
actividades, posibilitando optimizar los aumentos de energía.
Los valores referenciales para validar los estudios energéticos y económicos son 16%
en el aumento de la capacidad instalada, 2,5% en el aumento de rendimiento de las
55
máquinas rehabilitadas y el aumento en la capacidad de sumersión de las áreas de la
central de 13,2%.
c) Evaluación hidrológica nuevas condiciones del grupo turbina / generador
Caudal constante: 460 m3/s potencia nominal: 100,8MW
Caudal medio: 536 m3/s rendimiento de la turbina: 92%
Rendimiento del generador: 98%
Factor de capacidad: 88 %
d) Evaluación económica de Jupiá (por unidad)
La evaluación económica de Jupiá fue tomada como base de los precios de venta de
energía en el mercado adoptados por la CESP en su evaluación, o sea, US$ 41 MWh,
para comparar las conclusiones de los estudios realizados. US$1,00=R$2,50
Rehabilitación solamente de turbina
Costo de la Rehabilitación: R$ 3.750.000,00 (por unidad),
Aumento Energético de la Rehabilitación: 225.464 MWh (43%)
Aumento real de potencia: 33,27 MW (18%)
Costo de la Energía Generada: 19,42R$/MWh
Índice de la instalación: 523,85 R$/kW
Amortización de la inversión, ventas en el VN: 3 años
Rehabilitación turbina y generador
Costo de la Rehabilitación: R$ 19.208.700,00 (por unidad)
Aumento Energético de la Rehabilitación: 275.857 MWh (46%)
Aumento Real de Potencia: 35 MW (18%)
Costo de la Energía Generada: 33,33 R$ / MWh
Índice de la instalación: 919,64 R$/kW
Amortización de la inversión, ventas en el VN: 4,5 años
e) Viabilidad Económica
Los estudios muestran la atractivo de ambas rehabilitaciones, o sea, solo la turbina o
turbina y generador. Debe ser observado que el costo de la rehabilitación del
generador no pesa en la amortización de la inversión. Lo que realmente pesa es el
tiempo de indisponibilidad de la máquina. El retorno del capital invertido se dará entre
2,0 a 4,5 años dependiendo de los negocios de energía que se realicen. Fue
identificada la atractivo del negocio debido a un aumento de en media de 22 MW, en
56
el sistema interconectado, y aproximadamente en 33MWmedio con la rehabilitación,
con un costo unitario de generación de 33,33 R$ / MWh.
5.4.2. CHE Milingo (Ciudad Delgado – El Salvador) (Rivas, Trejo et al. 2007)
La central aprovecha el caudal del rio Acelhueate y se encuentra localizada en el Cantón
Milingo, del Municipio de Ciudad Delgado, a 5 ½ km de la ciudad capital, San Salvador, con
las características que se muestran a seguir.
La subestación está conformada por tres transformadores monofásicos formando un banco
trifásico con una potencia de 250 kVA cada uno, de relación de voltaje de 23 kV/2.3kV. En
todo proceso de rehabilitación, cuando se habla de la parte eléctrica, el generador es la base de
dicho proyecto. En este caso también fue realizado un estudio de rehabilitación para la parte
eléctrica.
a) Características Técnicas Generales de Milingo
Caudal de diseño 2,4 m3/s
Caída bruta 34,04 m
Potencia instalada 800 kVA
Generación anual promedio 2600 MWh
b) Características de cada turbina
Q =1,7 m3/s
Hneta =33,54 m
Potencia =600 hp
N =514 rpm
c) Datos teóricos de la nueva turbina
Q = 1,7 m3/s
= 0,88
Hneta =38,21 m
Potencia 560,76 kW = 751,69 hp
N recomendado 900 rpm
d) Evaluación Económica de Milingo
Costo de rehabilitación: $ 340,893.88
Aumento energético de la rehabilitación: 362,98 MWh, 45%
Costo de la energía generada: 82 $/MWh
5.4.3. CH Jacuí (Rio Grande do Sul – Brasil) (Veiga 2001)
La central Hidroeléctrica Jacuí está situada en el rio Jacuí, en el municipio de Salto de Jacuí,
región central de Rio Grande del Sul. Fue construida por la Compañía Estadual de Energía
57
Eléctrica (CEEE) y entro en operación en 1962, garantizando el suministro de energía
eléctrica para cerca de treinta municipios del estado.
Fueron instaladas, inicialmente, tres unidades generadoras con potencia nominal unitaria de
25.000 kW, constituidas por turbinas del tipo Francis – fabricaciones Calzoni, de 34.912 CV,
y caudal turbinado unitario de 25 m³/s – acopladas a generadores de fabricación Marelli, de
31.250 kVA, 13.800 voltios y velocidad de 300 rpm.
La central fue ampliada en 1968, cuando fueron instaladas más tres unidades generadoras con
características idénticas a las de los grupos existentes, totalizando la potencia final de 150.000
kW. Operaba originalmente en la frecuencia de 50 Hz y el cambio para 60 Hz proporciono el
aumento de la potencia efectiva para 180.000 kW.
Actualmente, a CH Jacuí pertenece todavía a la Compañía Estadual de Energía Eléctrica
(CEEE) y se encuentra en operación, integrando el sistema interconectado.
a) Características generales de la central Jacuí
La central Jacuí es una central del tipo hilo de agua y de derivación. La casa de fuerza
está compuesta por 6 unidades generadoras y, después de una rehabilitación realizada
en 1997, llego a la potencia instalada de 180 MW.
b) Evaluación técnica de la central Jacuí
La central Jacuí, después de un estudio con serie hidrológica más amplio, debe sufrir
una obra de rehabilitación, debido a la conclusión de que existe la posibilidad de
aumentos de potencia, en las unidades generadoras, en orden de 20%. Sera necesario:
la recapacitación de la turbina y del generador – con cambio de clase de aislamiento y
sistema de ventilación, sustitución de las excitatrices, sustitución de los reguladores de
velocidad y tensión, inclusive la digitalización del sistema de supervisión y control.
La rehabilitación fue planificada por la CEEE, mas no tiene fecha para su efectiva
realización. De esa forma, la central pasaría a tener las siguientes características.
c) Evaluación Hidrológica: Nuevo Grupo Turbina Generador
Caudal medio: 30,0 m³/s
Potencia instalada: 36,0 MW
Rendimiento de la turbina: 92%
Rendimiento del generador: 98%
Factor de capacidad: 60%
d) Evaluación económica de la usina Jacuí (por unidad)
58
Presupuesto de la rehabilitación por UG: R$ 3.200.000,00
Aumento energético de la rehabilitación por UG: 66.039 MWh
Aumento Real de Potencia Instalada por UG: 10.1 kW (44,72%)
Costo de Generación: 20,22 R$/MWh
Índice de la instalación: 478,78 R$/kW
Amortización de la inversión a valores de R$ 32,58 /MWh: 3 años
e) Viabilidad económica de la central Jacuí
La rehabilitación se viabilizo para los precios de referencia de la energía cobrados por
los agentes de generación para la operación en la base. La viabilidad económica de la
rehabilitación ocurre en el periodo de dos años, en función de los negocios de venta de
energía, con un índice de instalación de R$ 478,78/kW – debajo de la media –, a pesar
de ser considerada una rehabilitación del tipo pesada, no hubo sustitución de
máquinas.
5.5. Conclusión
Después de realizar el estudio de viabilidad y los estudios de incertezas, (estudio de
sensibilidad y simulación de Monte Carlo) para el ejemplo de Rehabilitación Mínima, Leve y
Pesada, se puede concluir las siguientes observaciones.
En el estudio de viabilidad con las variables fijas en la rehabilitación mínima, se observó que
el valor de la TIR está muy próximo de la Tasa Mínima de Atractivo – TMA que es de 12%
Este ocurrió porque, a pesar de la variable más sensible (por el estudio de sensibilidad) ser la
cantidad de energía producida (MWh/ año nuevo), el tiempo de parada de la máquina para la
reforma también es una variable con grande peso en el estudio, debe ser tratada con mucho
cuidado, lo que obliga a los gestores del proceso de rehabilitación realizar un ajuste
minucioso, identificando los partes frágiles y las alternativas secundarias, o sea, hacer con que
el tiempo de parada sea el menor posible. El tiempo de parada es crítico debido a la necesidad
de la CH honrar su contrato de entrega de energía y el precio de la energía a ser comprada
será siempre mayor que el precio ya contratado para la venta. En el ejemplo de la
rehabilitación mínima se tiene una parada de 2920 horas para una ganancia de apenas 3%, el
resultado se queda muy próximo de la TMA, y demuestra la importancia de la variable tiempo
de parada de máquina. La Tasa Interna de Retorno – TIR comprimida se torna más aparente
cuando se desenvuelve la Simulación de Monte Carlo.
59
6. EMISIÓN DE CERTIFICADOS MDL POR PROYECTOS DE
REHABILITACIÓN DE CH
Los Mecanismos de Flexibilización fueron creados durante el Protocolo de Quioto como
complementación a las medidas y políticas domésticas realizadas por las Partes del ANEXO I.
Estos mecanismos permiten que la reducción de las emisiones y/o aumento de la remoción de
CO2 obtenidos más de sus fronteras nacionales. En resumen, fueron previstos tres diferentes
mecanismos para realizar la transferencia de bonos de emisiones de gases de efecto
invernadero, son ellos: implementación conjunta, comercio de emisiones y mecanismo de
desenvolvimiento limpio.
La rehabilitación de centrales hidroeléctricas puede participar en el mercado de comercio de
emisiones, tanto en el ámbito del Mecanismo de Desenvolvimiento Limpio (MDL) del
Protocolo de Quioto (PQ) cuanto en el ámbito del Instituto Europeo de Comercio de
Emisiones (EU ETS).
6.1. Mecanismos de Desenvolvimiento Limpio – MDL
Mecanismo de Desenvolvimiento Limpio – MDL consiste en negociar toneladas de CO2e a
través de proyectos de desenvolvimiento sustentable y de la implementación de proyectos que
contribuyan para la disminución de gases del efecto invernadero, que dejaran de ser emitidos
para la atmosfera por un país en desenvolvimiento.
Este tipo de proyecto es basado en una “línea de base”, que es la representación, de las
emisiones antropogénicas de los gases del efecto invernadero por fuentes de emisión que
ocurrirían si no hubiese el proyecto de reducción de emisiones, y las tonelada evitadas de
CO2e con el proyecto podrán ser negociadas a través de la venta de las Reducciones
Certificadas de Emisiones – RCEs en el mercado mundial, creando de esta forma un atractivo
para la reducción de las emisiones globales. Las empresas que sometieron proyectos de MDL
tendrán ganancias con la venda de los créditos y con la mejoría de su imagen pública pues los
proyectos de MDL necesariamente deben poseer el trípode de sustentabilidad – socialmente
justo, ambientalmente correcto y económicamente viable.
Para escoger un proyecto como MDL es necesario que el mismo este dentro de las actividades
propuestas en la Tabla 6.1 (CIMGC 2005).
60
Tabla 6.1: Actividades del Proyecto Elegible como MDL
ÁREA DE
ACTUACIÓN RAMO DE ACTIVIDAD
Tipo (i):
Proyectos de
energía
renovable
A. Generación de energía por el usuario/ domicilio
B. Energía mecánica para el usuario/empresa
C. Energía térmica para el usuario
D. Generación de electricidad para un sistema
Tipo (ii):
Proyectos de
mejoría de la
eficiencia
energética
E. Mejoría de la eficiencia energética del lado de la oferta
F. Mejoría de la eficiencia energética del lado de la demanda
G. Programas de eficiencia energética del lado de la demanda
H. Medidas de eficiencia energética y de sustitución de
combustible para instalaciones industriales
I. Medidas de eficiencia energética y de sustitución de combustible
para edificios
Tipo (iii): Otras
actividades de
proyecto
J. Agricultura
K. Sustitución de combustibles fósiles
L. Reducciones de emisiones en el sector de transporte
M. Recuperación de metano
Tipos (i)–(iii) l N. Otros proyectos de pequeña escala
6.2. Etapas de un proyecto de MDL
Un proyecto de MDL precisa atender los siguientes requisitos (KNEBEL 2003):
El proyecto debe ser un emprendimiento de un país del Anexo I en conjunto con un
país en desenvolvimiento;
La participación de ambos países debe ser voluntaria y aprobada por cada parte;
El proyecto debe ser del tipo que resulte una reducción de las emisiones y contribuya
para la meta del desenvolvimiento sustentable del País;
Producir beneficios reales, visibles y en largo plazo relacionados a la mitigación del
cambio climático;
La reducción de la emisión debe ser adicional a cualquier reducción de emisión que
ocurriría en el caso de la falta del proyecto certificado.
Para que un proyecto obtenga Reducciones Certificadas de Emisiones, las actividades del
proyecto de MDL deben obligatoriamente pasar por las seis etapas del ciclo del proyecto que
son presentadas en la Tabla 6.2 (LOPES 2002).
61
Tabla 6.2: Etapas para certificar un Ciclo de Proyecto de MDL
ETAPAS DESCRIPCIÓN DE LAS ETAPAS ENTIDAD
RESPONSÁVEL
I. Documento de
Concepción del
Proyecto – DCP
Consiste en elaborar un documento que deba contener: todas las
informaciones necesarias para validación/ registro, monitoreo,
verificación y certificación que son: descripción de las actividades
de proyecto; participantes de la actividad de proyecto; metodología
a línea de base; metodologías para el cálculo de la reducción de
emisiones de gases de efecto invernadero y para el establecimiento
de los límites de la actividad de proyecto y fugas; el plano de
monitoreo a parte de contener, la definición del período de
obtención de bonos, justificativa para adición de la actividad de
proyecto, el informe de impactos ambientales, los comentarios de
los actores e informaciones cuanto la utilización de fuentes
adicionales de financiamiento.
Participantes del
Proyecto
II. Validación/
Aprobación
La validación es una evaluación independiente de una actividad de
proyecto por una entidad operacional designada EOD, con base en
el DCP. Esta EOD tiene como finalidad validar las actividades de
proyecto propuestas al MDL, verificar y certificar las reducciones
de las emisiones de gases del efecto invernadero y/o remoción de
CO2.
La Aprobación ocurre cuando una Autoridad Nacional Designada
AND de las partes involucradas confirma la participación
voluntaria y la AND del país donde son implementadas las
actividades de proyecto de MDL confirma que dicha actividad
contribuye para el desenvolvimiento sustentable del país.
Entidad
Operacional
Designada (EOD)
y Autoridad
Nacional
Designada (AND)
III. Registro
Es la aceptación formal, por el Consejo Ejecutivo, de un proyecto
validado como actividad de proyecto de MDL. El registro es el
prerrequisito para la verificación, certificación y emisión de las
RCEs relativas a la actividad del proyecto de MDL.
Consejo Ejecutivo
del MDL
IV. Monitoreo
Es el recogimiento y almacenamiento de todos los datos necesarios
para calcular la reducción de las emisiones de gases del efecto
invernadero, de acuerdo con la metodología de línea de base
establecida en el DCP, que tengan ocurrido dentro de los límites de
la actividad de proyecto, o fuera de esos límites desde que sean
atribuibles a las actividades del proyecto, y dentro del período de
obtención de bonos.
Participantes del
Proyecto
V. Verificación/
Certificación
La verificación es el proceso de auditoría periódico e
independiente para revisar los cálculos acerca de la reducción de
emisiones de gases del efecto invernadero o de la remoción de CO2
resultantes de una actividad de proyecto del MDL que fueron
enviados al Consejo Ejecutivo por medio del DCP.
La certificación es una garantía entregada por escrito para una
actividad de proyecto que llego a un determinado nivel de
reducción de emisiones de gases del efecto invernadero durante un
determinado período de tiempo específico.
Entidad
Operacional
Designada
(EOD)
VI. Emisión
Es la emisión de las RCEs por el Consejo Ejecutivo del MDL,
cuando este tiene la certeza de que están cumplidas todas las etapas
anteriormente descritas, y las reducciones de emisiones de gases
del efecto invernadero decurrentes de las actividades de proyectos
son reales, mensurables y de largo plazo, las RCEs son acreditadas
a los participantes del proyecto en la proporción por ellos definida
y, dependiendo del caso, pudiendo ser utilizadas como forma de
cumplimento parcial de las metas de reducción de emisión y gases
del efecto invernadero.
Consejo
Ejecutivo
62
6.3. Proyectos de MDL de Pequeña Escala
Es una modalidad creada dentro de los proyectos de MDL con el objetivo de simplificar,
tornar el ciclo del proyecto de MDL más ágil, disminuir los costos de las etapas de
implantación de proyectos de MDL y contemplar pequeños proyectos (LOPES 2002). Los
proyectos clasificados como actividades de pequeña escala del MDL deben ser:
Proyecto de energía renovable con capacidad máxima de producción equivalente hasta
15 MW;
Proyecto de mejoría de la eficiencia energética, que reduzcan el consumo de energía
tanto de la oferta, como de la demanda, en hasta 15 GWh/ano;
Proyecto que reduzca las fuentes de emisiones antropogénicas que emitan
directamente menos de 15.000 CO2e/ año.
El concepto de encajonamiento de proyectos fue creado dentro de los proyectos de MDL de
pequeña escala y tiene como objetivo agrupar en una única documentación los proyectos que
posean su Documento de Concepción de Proyecto-DCP, su estudio de línea de base y tipos de
cálculos de emisión semejantes. En el encajonamiento de proyectos de MDL se gana escala
por la suma de las emisiones evitadas de varios proyectos semejantes y por la reducción de
costos de elaboración de la documentación de cada proyecto, mejorando el costo-beneficio de
cada uno de los proyectos, se tornando más atractivo al proyecto.
6.4. Cuantificación de las emisiones
Esta etapa consiste en utilizar metodologías de cálculo elaboradas o validadas por el comité
Ejecutivo del MDL que tiene por objetivo estimar las emisiones evitadas de gases del efecto
invernadero de un proyecto de MDL por fuentes de emisiones del proyecto (emisiones de
línea de base), bien como sus fugas (emisiones de proyecto) que son generalmente
relacionadas al uso de combustibles fósiles.
Existe una metodología, en el contexto de MDL, la cual cubre la rehabilitación de centrales
hidroeléctricas: “ACM0002 – Metodologías para determinación de la línea de base
consolidada y monitoreada para centrales de generación eléctrica con fuentes renovables y
conectadas a la red nacional de transmisión”.
Este tipo de metodología requiere que el proyecto utilice la represa ya existente, sin
modificaciones substanciales, que es el caso de las CH de Centro América y Santa Bárbara,
localizadas en Nicaragua con una capacidad instalada de 100 MW y la CH de Peligre en Haití
con 54 MW. Estas centrales son las más importantes instalaciones de generación de
63
electricidad con energía renovable de cada país. La energía generada en esas CH es
transferida para el sistema de transmisión nacional de sus países, contribuyendo para la
sustentabilidad de la generación de energía de sus sistemas. Ambos proyectos están
introducidos en el Escopo Sectorial 1 de MDL, Tabla 6.1: "Industrias de energía (fuente
renovables /no renovables)", sobre la categoría de “Actividad de proyecto en generación
eléctrica por centrales hídricas a hilo de agua conectadas al sistema nacional de transmisión”.
Con el fin de estimar el volumen de reducción de emisiones, fue usada una metodología ya
aprobada de actividades de proyecto de MDL por el Consejo Ejecutivo de MDL. La obtención
de los datos, como las etapas de la metodología a ser aplicada a este tipo de actividad de
proyecto de MDL será descrita a lo largo de este documento
De acordó con el ACM0002, la metodología es aplicada sobre las siguientes condiciones:
La actividad de proyecto es la construcción, aumento de capacidad, retrofit1 o
sustitución de una unidad de potencia de uno de los siguientes tipos: central
hidroeléctrica (siendo a hilo de agua o con reservatorio de acumulación), central
eólica, central geotérmica, central solar, central de energía de donde las y de
mares;
En el caso de aumento de capacidad, retrofit o sustituciones: la planta existente
debe tener entrado en operación comercial antes de un período histórico de
referencia en lo mínimo de cinco años, utilizado para el cálculo de línea base de
emisiones y definido en la sección sobre línea de base de emisiones y sin
realización de expansión de la capacidad o retrofit de la planta entre el inicio de
este período mínimo de referencia y la implementación de la actividad del
proyecto;
En el caso de centrales hidroeléctricas, una de las siguientes condiciones debe ser
aplicada:
o La actividad del proyecto es implementada en un reservatorio existente,
sin cambios de volumen en el reservatorio; o
o La actividad del proyecto es implementada en un reservatorio existente,
donde el volumen del reservatorio es aumentado y la densidad de
potencia del proyecto, como por definición está dada en la sección de
Emisiones del Proyecto, es mayor de que 4 W/m2; o
1 Retrofit es definido como la acción o proceso de proporcionar la unidad o componente con partes, accesorios o
equipos no disponibles en la época que el equipo fue originalmente construido.
64
o Los resultados de la actividad del proyecto en un nuevo reservatorio y
la densidad de potencia de la central, definida en la sección de
Emisiones del Proyecto, es mayor que 4 W/m2.
Así, esta metodología es aplicable al proyecto de generación de energía renovable conectada a
la red que envuelva rehabilitación de las instalaciones existentes, lo que es claramente el caso
en análisis. La metodología objetiva calcula el factor de emisión para un sistema eléctrico y
será presentado a seguir.
Otros criterios exigidos por la metodología y que deben ser cumplidos por el proyecto:
El proyecto propuesto debe ser una expansión de la capacidad eléctrica utilizando
una de las variantes de centrales hidroeléctricas a hilo de agua y es un proyecto de
generación de energía renovable conectado a la red.
El proyecto es una expansión de la capacidad a partir de una fuente de energía
renovable, o sea, un nuevo proyecto de central hidroeléctrica.
El proyecto no promueve el cambio, in situ, de combustibles fósiles para fuentes
renovables.
La geografía y los límites del sistema de la red eléctrica relevante, Nicaragua y
Haití en este caso, pueden ser claramente identificados e informaciones sobre las
características de esas redes están disponibles.
La metodología será utilizada en conjunto con la aprobada metodología de
monitoreo ACM0002 (metodología de monitoreo consolidada para generación de
electricidad conectada a la red a partir de fuentes renovables)
Para la implementación de esta metodología, es necesario el uso de “Herramientas para
calcular el factor de emisión de un sistema de electricidad”, el cual es mostrado a seguir.
Las reducciones de emisiones (ERy) son calculadas como:
ERy = BEy – PEy – LEy (6.1)
Donde:
ERy = Reducción de las emisiones en el año y (tCO2/yr)
BEy = Línea de base de las emisiones en el año y (tCO2/yr)
PEy = Emisiones previstas en el año y (tCO2/yr)
LEy = Fuga de emisiones en el año y (tCO2/yr)
65
En el caso de este proyecto en particular, PEy e LEy pueden ser considerados como cero, así,
ERy = BEy (6.2)
Línea de base de emisiones son aquellas emisiones de CO2 provenientes de la generación de
energía eléctrica conectada a la red local, usando combustible fósil. En el caso de Nicaragua y
Haití, donde las centrales hidroeléctricas están conectadas, en esos sistemas existe fuerte
participación de generación térmica con combustibles fósiles, particularmente óleo
combustible y óleo diesel.
A línea de base de las emisiones es calculada conforme a lo siguiente:
BEy = EGy * EFgrid,CM,y (6.3)
Donde,
BEy = Línea de base de las emisiones en el año y (t CO2/año)
EGy = Energía eléctrica inyectada en la red por la actividad de proyecto (MWh)
EFgrid,CM,y = Margen combinada del factor de emisión de CO2 para generación de energía
eléctrica conectada a la red en el año y, calculada usando a última versión de la “Herramienta
para calcular el factor de emisión para un sistema eléctrico”.
Etapa 1. Identificar el sistema eléctrico relevante
El sistema eléctrico del proyecto incluyen todas las plantas conectadas físicamente al sistema
eléctrico, constituyendo un sistema energético termo-hidroeléctrico, con unidades generadoras
térmicas accionadas tanto por óleo diesel u óleo combustible2. El sistema de transmisión
asociado a las centrales térmicas y las centrales hidroeléctricas precisan ser identificados.
Las actividades realizadas en el proyecto aumentan la generación de electricidad pre-
existente, el escenario de la línea de base es definido por la cantidad de energía eléctrica a ser
inyectada en la red por el aumento abastecido, el cual alternativamente puede ser comprado de
las centrales existentes conectadas a la red, muchas de las cuales operan con combustible
fósil.
El factor de emisión (EFgrid,CM,y) es calculado como una margen combinada (CM), que
comprende los factores de emisión de margen operacional (OM) (EFgrid, OMsimple, y) y de
2 En el caso del sistema de Nicaragua, hidroeléctrico es responsable por 17% del total de la generación en 2008,
óleo diesel y otros óleos, 66%, y el restante proviene de energía geotérmica y bagazo de caña de azúcar.
66
margen de construcción (BM) (EFgrid,BM,y), conforme descrito a lo largo de las etapas
restantes.
Etapa 2. Selección de un método de margen de operación (OM)
Como los datos para ejecución no están disponibles, el cálculo de los factores de emisión de
margen de operación (EFgrid,OMsimple,y) deben basarse en la selección de uno de los tres
métodos a seguir: OM simples, OM simples ajustado y OM medio. Entretanto, en el caso de
Nicaragua, que usa el principio de menor-costo-debe-generar, hidroeléctrica, geotérmica y
bagazo de caña suman menos de 50% de la generación media en los últimos cinco años, la
opción final debe ser por el método OM simple. Dada la selección, el factor de emisiones
debe ser calculado usando la media ponderada de los datos de generación de año 3, con base
en los datos más recientes disponibles en el momento de la sumisión del MDL-PDD al DOE
para validación, sin requisitos de monitoreo el recalculo de los factores de emisión a lo largo
del período de crédito.
Etapa 3. Cálculo del factor de emisión de margen de operación de acuerdo con el método de
OM Simples
El factor de emisión OM simples es calculado como la media ponderada de las emisiones de
CO2 generada por unidad de energía eléctrica líquida generada (tCO2/MWh) de todas las
centrales generadoras que atienden al sistema, excluyendo las centrales renovables operando
en el sistema menor-costo-debe-generar. Los datos sobre el consumo de combustible y la
producción de energía eléctrica líquida generada por cada central de energía son requeridos
(INE 2008) y (INE 2009). Las fuentes, hidroeléctricas, geotérmicas y bagazo de caña de
azúcar, son consideradas centrales menor-costo-debe-generar y la cantidad de energía que
estas inyectan en la red es conocida.
El factor de emisión de OM simples debe ser calculado contabilizando la energía eléctrica
líquida inyectada en la red por todas las centrales conectadas al sistema, inclusive las de
menor-costo-debe-generar, los tipos de combustibles y el consumo total de combustible del
proyecto del sistema de electricidad, conforme sigue:
(6.4)
Donde:
EFgrid,OMsimple,y = Factor de emisión de CO2 de margen de operación simples en el año y
(tCO2/MWh)
67
FCi,y = Cantidad de combustible fósil del tipo i consumido en el proyecto del sistema de
electricidad en el año y (unidad de masa o volumen)
NCVi,y = Poder Calorífico Inferior (energía contenida) en combustible fósil del tipo i en el
año y (GJ / unidad de masa o volumen)
EFCO2,i,y = Factor de emisión de CO2 de combustible fósil tipo i en el año y (tCO2/GJ)
EGy = Energía eléctrica líquida generada e inyectada en la red por todas las fuentes de
potencia conectadas al sistema, menor-costo-debe-generar, en el año y (MWh)
i = Todos los tipos de combustibles fósiles utilizados por las centrales en el
proyecto del sistema de electricidad en el año y.
y = Los tres años más recientes para los cuales hay datos disponibles en el momento
de la presentación del MDL-PDD para la evaluación del DOE o el año aplicable
durante el monitoreo, seguido a la orientación sobre la coleta de dados en la
Etapa 2.
Para trabajar con los cálculos de margen de operación sobre esta abordaje (OM simples), el
subscrito m se refiere a las centrales inyectando energía en la red, excluidas las centrales de
menor-costo-debe-generar.
Etapa 4. Identificar el conjunto de centrales a ser incluidas en margen de construcción
Hay dos opciones disponibles para seleccionar el conjunto de centrales a ser incluidas en la
margen de construcción. La primera es el conjunto de las cinco más recientes unidades
construidas. La segunda alternativa es “el conjunto de las más recientes expansiones de
capacidad al sistema de electricidad comprendiendo 20% del sistema de generación (en
MWh)”. Esta información debe ser accesible.
Etapa 5. Cálculo del factor de emisión de margen de construcción
El factor de emisión de margen de construcción es la media ponderada del factor de emisión
generado (tCO2/MWh) de todas las unidades de potencia a largo del año y más reciente para
el cual los datos de generación de energía están disponibles, calculado como sigue:
(6.5)
Donde:
EFgrid,BMy = Factor de emisión de CO2 de margen de construcción en el año y (tCO2/MWh)
EGm,y = Cuantidad de energía eléctrica líquida generada y entregada a la red por unidad de
potencia m en el año y (MWh)
68
EFEL,m,y = Factor de emisión de CO2 por unidad de potencia en el año y (tCO2/MWh)
m = Unidades de potencia incluidas en la margen de construcción
y = El año histórico más reciente para el cual los datos de generación están disponibles.
Etapa 6. Cálculo del factor de emisiones combinado
El factor de emisiones de margen combinado es calculado conforme lo siguiente:
(6.6)
Donde:
EFgrid,BMy = Factor de emisión CO2 de margen de construcción en el año y (tCO2/MWh)
EFgrid,OM,y = Factor de emisión CO2 de margen de operación en el año y (tCO2/MWh)
wOM = Peso para el factor de emisiones de margen de operación (%)
wBM = Peso para el factor de emisiones de margen de construcción (%)
Valores padrones fueron usados para wOM y wBM. La herramienta recomienda los siguientes
valores padrón:
wOM = 0.5 y wBM = 0.5 para el primer período de crédito, desde que no haya actividad de
proyecto de generación solar o eólica.
Como mencionado en el inicio de esta sección, con el factor de emisiones de margen
combinado (tCO2/MWh) y la cantidad de energía eléctrica inyectada en la red por la actividad
de retrofit (MWh), el total de Reducción de emisiones (CER) es calculado. De acuerdo con el
precio pago en el mercado para esas CERs, puede ser simulado el impacto del mercado de
carbono para la actividad de proyecto. Para desenvolver un proyecto de MDL, un documento
de concepción del proyecto, siguiendo el que está prescrito por el Consejo Ejecutivo del
MDL, precisa ser elaborado, validado y registrado por una Entidad Operacional Designada
(DOE), una consultoría aprobada por el Consejo Ejecutivo del MDL, y las CERs deben ser
anualmente verificadas y certificadas.
6.5. Estimativas del costo para elaboración de proyectos de MDL
Los costos fijos de proyectos de MDL son todos aquellos referentes a la implantación del
Documento de Concepción de Proyecto- DCP, bien como los costos de las cinco primeras
69
etapas mostradas en la Tabla 6.2. Costos variables son los referentes a verificaciones y
supervisiones con relación a los cálculos y monitoreo de las reducciones de las emisiones
dentro de los límites del proyecto de MDL.
Según la estimativa del Banco Mundial en 2006 los costos fijos y variables involucrados en la
implementación de proyectos de MDL de Pequeña Escala por etapa del proyecto son
mostrados en las Tabla 6.3 y Tabla 6.4 (SANQUETTA 2008).
Tabla 6.3: Inversiones fijas en US$
Descripción Costo (US$)
Preparación y Análisis del Proyecto 20.000,00
Preparación de la Documentación 15.000,00
Proceso de Validación 20.000,00
Negociación del Acuerdo 35.000,00
Consulta y Aprobación 20.000,00
Inicio del Proyecto 25.000,00
Monitoreo 10.000,00
Total Parcial 145.000,00
Tabla 6.4: Inversiones Variables en US$
Descripción Costo (US$)
Verificación Periódica (Anual) 25.000,00
Supervisión Periódica (Anual) 20.000,00
Total Parcial 45.000,00
Aparte de los costos anteriormente citados todavía el costo de la tasa de administración para el
fondo de adaptación a los cambios climáticos que son cobrados durante la comercialización
de las Reducciones Certificadas de Emisiones – RCE, son divididos en: US$0,10/RCE para
las primeras 15.000 tCO2e por año y US$0,20/RCE para cada tCO2e por año, teniendo un
límite máximo de 350.000 tCO2e, lo que corresponde a cerca de 2% de las RCEs (CGEE
2008).
6.6. Dos Proyectos de MDL con Rehabilitación y Similares ya Registrados
Haití y Nicaragua no poseen ningún proyecto registrado sobre rehabilitación de
hidroeléctricas, mas utilizando la misma metodología que rehabilitación se puede usar y
consecuentemente con la línea de base ya calculada, existen dos proyectos registrados en
Nicaragua (UNFCCC 2005) y (UNFCCC 2006). Ellos son:
Proyecto Amayo de Generación Eólica, con una capacidad instalada de 40 MW, obtuvo los
siguientes resultados para las márgenes de operación y construcción: 0,7540 tCO2/MWh y
70
0,5887 tCO2/MWh respectivamente. Estos resultados en un factor de emisión de margen
combinada de 0,6714 tCO2/MWh. Este proyecto fue registrado en 2009.
Proyecto San Jacinto Tizate Geotérmico, con una capacidad instalada de 66 MW y una
generación anual en torno de 532 GWh, obtuvo un factor de emisión de margen combinada de
0,754 tCO2/MWh. Este proyecto fue registrado en 2006. La metodología que fue utilizada por
esos proyectos es exactamente la misma a ser seguida en el caso de rehabilitación y pueden
ser usados como referencia.
En lo restante de América del Sur y el Caribe fueron identificados cinco proyectos de
rehabilitaciones de hidroeléctricas registrados: dos en Brasil, dos en Panamá y uno en Perú. El
resumen de cada uno de esos proyectos será descrito a seguir.
El primer proyecto es denominado Repotenciación de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas
(PCH) en el Estado de São Paulo , en Brasil. Se trata de un encajonamiento de seis
pequeños proyectos, conforme descrito en el ítem 6.3, para rehabilitación aumentando la
capacidad instalada de 25,6MW para 36,3MW. El propietario es la CPFL Energía y el
proyecto fue desenvuelto por C-Trade Comercializadora de Carbono. Son seis centrales
hidroeléctricas listadas a seguir: Esmeril (5 MW), Dourados (10 MW), São Joaquim (8,7
MW), Gavião Peixoto (5,7 MW), Chibarro (2,7 MW) y Capão Preto (4,2 MW). La actividad
del proyecto fue prevista para 21 años emitiendo la cantidad media anual de certificados de
22406 tCO2e.
El segundo proyecto es denominado de Repotenciación Energética de la UHE
Mascarenhas, localizada en Espirito Santo Brasil. Consiste en la instalación de una cuarta
máquina en la central de 49,5 MW aumentando la capacidad instalada de la central para 131
MW. La propietaria es la empresa Energest S.A. que fue también quien elaboro el documento
de concepción del proyecto. La actividad de proyecto ira a producir en media 50466
tCO2e/año por 7 años.
El tercer proyecto es denominado de Project for the Refurbishment and Upgrading of
Macho Monte Hydropower Plant, , localizado en la provincia de Chiriqui, distrito de
Bugaba en Panamá. El proyecto trata de la rehabilitación de la central con la instalación de
dos nuevas turbinas Francis, cada una con capacidad de 1,2 MW en condiciones precarias de
operación ya con fecha para ser cerrada. Es un proyecto de pequeña escala conforme descrito
en el ítem 6.3. La empresa propietaria es la Empresa de Distribución Eléctrica Chitiquí, S.A. y
el proyecto de MDL fue elaborado y los créditos serán comercializados por la Unión Fenosa
71
Internacional S.A. de España. La actividad de proyecto irá a producir en media 11102
tCO2e/año por un período de 21 años.
El cuarto proyecto es denominado de Project for the Refurbishment and Upgrading of
Dolega Hydropower Plant, , localizado en la provincia de Chiriqui, distrito de Dolega en
Panamá. La actividad trata de la rehabilitación de una central con la instalación de tres nuevas
turbinas Francis, cada una con capacidad de 1,1 MW en condiciones precarias de operación
ya con fecha para ser cerrada. Es un proyecto de pequeña escala conforme descrito en el ítem
6.3. La empresa propietaria es la Empresa de Distribución Eléctrica Chitiquí, S.A. y el
proyecto de MDL fue elaborado y los créditos serán comercializados por la Unión Fenosa
Internacional S.A. de España. La actividad de proyecto irá a producir en media 14649
tCO2e/año por un período de 21 años.
El quinto proyecto es denominado Rehabilitation of the Callahuanca hydroelectric power
station, , localizado en el distrito de Callahuanca en Perú. La actividad de proyecto consiste
en rehabilitar la central con la sustitución de tres grupos generadores de 12,6 MW por
máquinas de 15,1 MW aumentando la capacidad instalada de 72,7 MW para 80,3 MW. La
empresa propietaria es Edegel S.A. y el proyecto MDL fue elaborado y los créditos serán
comercializados por la Endesa Generación S:A: de España. La actividad de proyecto irá
producir en media 18189 tCO2e/año por un período de 5,5 años.
6.7. Conclusión
Así, es perfectamente fácil el acceso al mercado de carbono, particularmente a través del
MDL, para apoyar la modernización de centrales hidroeléctricas. En el caso de Nicaragua, es
muy razonable asumir que el factor de emisión de margen combinada para un proyecto de
energía renovable conectado a la red nacional de Nicaragua es aproximadamente de 0,67
tCO2/MWh.
72
7. CENTRALES HIDROELÉCTRICAS SUSCEPTIBLES DE
REHABILITACIÓN
Este capítulo muestra la identificación de las centrales hidroeléctricas con potencia mayor de
10 MW localizadas en los países miembros del Banco Interamericano de Desarrollo - BID
(América Latina y Caribe) con potencial para que sean rehabilitadas objetivando identificar
oportunidades de acción para el BID. Las centrales están listadas por país, su nombre,
potencia instalada, número de unidades generadoras, año que entro en operación, propietario y
medio de efectuar contacto. También se muestra una metodología de búsqueda, selección y
ordenación de esas informaciones.
7.1. Metodología de Búsqueda y Selección.
La metodología de búsqueda adoptada consistió de las siguientes etapas:
1. Identificación de los países miembros del BID en América Latina y Caribe;
2. Identificación de las páginas en la Internet de los Ministerios de Energía y de los
órganos reguladores del sector eléctrico de cada país o resultado de esta clasificación
se encuentra en el Anexo II;
3. Obtención y catalogación de los nombres de todas las centrales hidroeléctricas
registradas en cada país. El resultado de esa búsqueda se muestra en la Figura 7.1;
Figura 7.1: Potencial hidroeléctrico de América latina y el Caribe, Olade 2006
4. Posteriormente fue realizada la identificación de los propietarios y/o operadores de
cada central hidroeléctrica y sus contactos;
0,00
50.000,00
100.000,00
150.000,00
200.000,00
250.000,00
300.000,00
MW
73
5. Seguidamente se procedió a una búsqueda en Internet, utilizando el nombre de la
central, el nombre de su propietario y/o nombre del operador para obtener los datos de
potencia y año de entrada de operación;
6. Aplicación de los filtros de selección impuestos por este trabajo, los cuales fueron:
potencia mayor o igual a 10MW, y centrales con edad operativa mayor o igual a 15
años. Esos criterios están en función al termino de referencia que demanda por
centrales mayores de 10 MW y lo citado capítulo 2 de este documento que afirma que
la rehabilitación de una central debe ocurrir con 20 años de operación. El valor de 15
años fue escogido para garantizar la actualización de esta lista por los próximos cinco
años. Todas las centrales con menos de 10 MW y menos de 15 años de operación, o
sea, que entraron en operación después de 1996 fueron removidas de la base de datos;
7. De la lista encima, fue realizada una búsqueda en revistas, informes, páginas de
internet, de centrales que ya fueron rehabilitadas o que se encuentran en rehabilitación;
8. Finalmente fue estructurada la base de datos con las informaciones obtenidas, o sea
con informaciones de centrales con potencial para ser rehabilitadas.
La obtención de las informaciones sobre cada central hidroeléctrica en cada país tuvo como
base la investigación en páginas web. Debido a que algunos propietarios generadores no
poseen página web, o que el órgano regulador de algunos países no permite el acceso a las
características técnicas de cada central para su consulta, de esa manera algunas informaciones
no fueron alcanzadas. Por otro lado algunos datos técnicos son de difícil obtención pues
tienen un valor económico y son confidenciales del operador como costos de operación,
mantenimiento, factor de capacidad y dependen de un contacto directo con la empresa
generadora o propietario, de esa manera la base de dados aquí consolidada esta sin esas
informaciones.
7.2. Estructuración de la Base de Datos
Para la estructuración de los datos fue necesaria la creación de una base de datos en Access,
posibilitando el tratamiento de datos de una manera fácil y dinámica. La ventana principal del
programa está dividida en dos partes: la ventana para la introducción de propiedades de la CH
y la ventana por donde serán introducidos los contactos correspondientes de la CH.
En la Figura 7.2 se muestra la ventana donde son introducidas las principales características
de una CH.
74
Figura 7.2: Características de la CH
Por otro lado, los datos de contacto de la CH son introducidos en otra ventana como se
muestra en la Figura 7.3. En esta es posible anexar documentos u otro tipo de archivos que se
han necesarios para describir totalmente la central hidroeléctrica analizada.
Figura 7.3: Contactos de la CH
75
7.3. Centrales Hidroeléctricas en América Latina y Caribe con Potencial para ser
Rehabilitadas
Se encuentran listadas en el Anexo I de este trabajo 274 centrales hidroeléctricas con potencia
instalada mayor o igual que 10 MW localizadas en América Latina y el Caribe con posibilidad
de ser candidatas a someterse a procesos de rehabilitación. En esa lista se encuentran los datos
de la central como: país, nombre de la central, su potencia nominal, fecha de inicio de
operación y el contacto del propietario u operador. La Tabla 7.1 abajo muestra el resumen de
la potencia nominal instalada por país.
Asumiendo conservadoramente que la opción de rehabilitación solo entra en discusión cuando
la potencia máxima operacional cae para menos de 40% de la potencia nominal, es razonable
asumir que los países miembros del BID pueden recuperar aproximadamente 43.868 MW a
través de acciones de rehabilitación.
Tabla 7.1: Potencia Instalada Nominal de Centrales Candidatas a Ser Rehabilitadas en América Latina y
el Caribe
País
Potencia
Nominal
[MW]
Potencial de
Rehabilitación
[MW]
Brasil 41392 16557
Argentina 11271 4508
Colombia 6848 2739
México 5053 2021
Chile 3332 1333
Perú 2390 956
Costa Rica 735 294
Guatemala 439 176
Honduras 432 173
Panamá 360 144
Rep. Dominicana 289 116
Paraguay 200 80
Ecuador 194 78
Nicaragua 100 40
Haití 54 22
Belice 25 10
TOTAL 73113,58 43868
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
Bra
sil
Arg
enti
na
Co
lom
bia
Méx
ico
Ch
ile
Per
ú
Co
sta
Ric
a
Gu
atem
ala
Ho
nd
ura
s
Pan
amá
Rep
ub
lica
Do
min
ican
a
Par
agu
ay
Ecu
ado
r
Nic
arag
ua
Hai
ti
Bel
ize
Potencial de Reabilitação [MW]
76
8. EJEMPLOS DE PROYECTOS DE REHABILITACIÓN
Conforme lo mostrado en el Capítulo 4, la decisión de ejecutar o no una rehabilitación es una
decisión difícil debido a las implicaciones económicas, técnicas y ambientales que esta
decisión envuelve. El documento básico para acoger una decisión es el Proyecto Preliminar de
Rehabilitación - PPR. Ese documento debe contener las descripciones detalladas del
diagnóstico de los equipos electromecánicos, de las estructuras civiles y de la hidrología
juntamente con las evaluaciones técnicas, ambientales, financieras y socioeconómicas.
El objetivo de este capítulo es el de realizar una análisis crítica de dos PPR bastante diferentes
en concepto de presentación lo que impacta al momento de tomar decisión. El primero será el
PPR de las Centrales Hidroeléctricas de Centroamérica y Santa Bárbara, localizadas en
Nicaragua. El PPR de estos proyectos demuestra que los análisis, inspecciones y evaluaciones
fueron realizadas con bastante calidad y los informes son concisos y conclusivos, solamente
existe una falla, que las informaciones están divididas en varios documentos los cuales
dificultan el entendimiento de todo la información en forma general. El segundo es el PPR de
la Central Péligre en Haití, que posee un informe detallado de las inspecciones, de las
características de las estructuras civiles e equipos, facilitando la evaluación económica
financiera y la toma de decisiones. Este último informe muestra un riesgo en la integridad de
la central, debido a su precario mantenimiento.
8.1. Centroamérica y Santa Bárbara - Nicaragua
Cuatro fueron los documentos analizados. El primero denominado de “Informe Ejecutivo”
emitido en mayo de 2008, el segundo de “Valoración de Actuaciones” emitido en agosto de
2008, ambos del “Proyecto Elaboración de Estudio de Factibilidad para la Rehabilitación /
Modernización / Repotenciación de las Plantas de Centroamérica y Santa Bárbara”, el tercer
“Informe de Diagnostico” y el cuarto “Informe de Análisis de Riesgos de Fallas Hidrológicas
y de Equipos Electromecánicos”. Esos informes, que son complementares, y muestran las
características principales de los equipos (turbinas, generadores, válvulas, etc.), tornándose
tornando difícil el juzgamiento presupuestar y de viabilidad económica. El informe detallado
de los diagnósticos es adecuado, se torna fácil de evaluar las diversas proposiciones técnicas
mostradas para su modernización.
77
8.1.1. CH de Centroamérica
Las recomendaciones de las obras civiles abarcan bastante y son coherentes, y las
justificativas son pertinentes con la seguridad exigida y por la edad de las instalaciones, a
pesar de no poseer datos técnicos de las estructuras civiles, como por ejemplo la distribución
general, alturas de las estructuras, tipo de construcción, dimensiones, etc. Dando como
preferencia las fotografías existentes en los textos. El resumen de las recomendaciones,
descritas son bien objetivas y permiten obtener propuestas de ejecución con una buena
margen de seguridad mas están distribuidas en diversos documentos dificultando la
comprensión del conjunto.
Por causa de la magnitud de las inundaciones que pueden ocurrir, es importante instalar una
serie de puntos de alerta hidrológicos, conectados al sistema SINAPRED, permitiendo el
aviso a la población y tomar medidas para atenuar los efectos de estas inundaciones, conforme
recomienda el informe.
Con relación a los equipos electromecánicos la no disponibilidad de información de las
características técnicas de los equipos, dejan dudas si el procedimiento es el más adecuado o
si es aplicable, a pesar de que los mismos mostraron coherencia. A continuación serán
mostrados algunos ejemplos relevantes de las incertidumbres encontradas debido a la falta de
información sobre las características técnicas o dificultad de encontrarlas en los diversos
documentos, que son importantes al momento de tomar una decisión:
El informe muestra y propone para la válvula mariposa:
“Válvula mariposa: Presenta mal sellado por que permite la fuga de agua la cual se pudo
constatar con el baroscopio.
Para poder solventar este problema se recomienda sustituir sellos y reparar con soldadura
las zonas afectadas por corrosión (incluyendo el disco de la válvula)”
Para concordar con la proposición realizada es necesario, dentro de otras cosas, que se
conozcan los materiales de fabricación de la válvula. Ejemplificando, caso el obturador (disco
de la válvula) sea de bronce, la recuperación por soldadura puede no ser aconsejable. Esas
informaciones esenciales no son fácilmente encontradas.
Analizando el diagnóstico y la propuesta con relación al rodete:
“Rodete 1: Este elemento ha estado en funcionamiento por 44 años, lo que equivale a un
excedente de 14 años de la útil del equipo, representando en esta condición un elemento de
riesgo alto de falla en la instalación. Por este motivo resulta difícil garantizar que este pueda
estar en servicio por otro periodo similar.
78
Debido a esto, recomendamos sustituirlo por un rodete nuevo para garantizar su
funcionamiento por 30 años más y este con las nuevas técnicas de diseño podría ser más
eficiente que el actual en servicio”.
Por los datos del informe, que no levantan ningún registro de problemas de vibraciones o
cavitación, solo se recomendaría la sustitución por un nuevo rodete se pensaríamos en
repotenciación. Con un nuevo proyecto hidráulico, la turbina tendría una eficiencia superior y
un aumento de potencia. Caso la sustitución sea ejecutada, normalmente también es necesario
realizar modificaciones en el perfil del pre distribuidor, en las paletas del distribuidor y rotor
de la turbina lo que no fue comentado en el informe. El sistema de cojinetes del distribuidor
también debe ser sustituido por uno auto-lubrificante (generalmente de bronce) y es necesario
el cambio de los contra cojinetes del distribuidor por otros de material inoxidable.
Analizando el diagnóstico y la propuesta con relación al Cojinete de Empuje:
“Cojinete de empuje: Adicionalmente, se recomienda la modificación del cojinete de empuje
para embancar el rotor mediante una bomba de alta presión”.
La inyección de óleo en alta presión en cojinetes se justifica en máquinas de medio y grande
porte (el porte de las máquinas en cuestiono no fue informado), en que sea grande el riesgo de
daños al cojinete en la partida y en la parada. En una máquina que ya opera a 44 años sin ese
recurso, en un principio, sin otra justificativa más explícita, nos parece una sofisticación
innecesaria.
Analizando la propuesta de solución de cavitación sobre el rotor de la turbina:
“Problema de cavitación: Después de un análisis realizado y basado en la información
recopilada, se ha determinado que la cavitación que se produce en la zona debajo del rodete,
tienen sus orígenes en la caída de presión en la zona inferior del rodete por debajo de la
presión de saturación del agua.
Recomendamos por ello, subir la presión mediante un sistema de compresores de inyección
forzado de aire”.
Problemas de cavitación difícilmente serán solucionados con inyección forzada de aire
comprimido. Ellos pueden ser resueltos con la elevación del nivel de la represa (ahogamiento)
o recomposición con material apropiado de las regiones cavitadas y pulimento. La inyección
de aire comprimido es adecuada cuando existen problemas de vibración.
Con relación al generador,
“Estator 1 y Rotor 1: La clase de aislamiento no es la adecuada ya que el mismo es de clase B
en lugar de clase F el cual es recomendado para los generadores de uso pesado”.
79
La sustitución del aislamiento del generador de clase B para clase F es coherente mas
solamente si el estado del núcleo y de los elementos del estator y rotor del generador fuesen
adecuados, lo que no está explícito en el informe. Esa sustitución permitirá el aumento de la
potencia del generador, debido al aumento de la temperatura de trabajo. El sistema de
detección de temperatura del bobinado y del núcleo en este caso deberá ser sustituido. El
sistema de refrigeración deberá ser inspeccionado para verificar su estado y posterior
recuperación.
La recomendación de los informes para ejecutar el mantenimiento o reforma de los ítems
electromecánicos considerando menor costo y vida útil es coherente y un procedimiento
normal de mantenimiento. Los equipos son: válvulas mariposa, sincronismo y esfera;
cojinetes de contacto y de guía; sistema de remoción de vapores de óleo de los cojinetes;
regulador de velocidad electrohidráulico; sistema de refrigeración de los cojinetes, del estator,
del regulador de velocidad; puentes rodantes y pórticos; sistema de frenos del generador;
compuertas; equipos de elevación; sistemas auxiliares mecánicos y eléctricos.
Los informes también recomiendan comprar e instalar un sistema de monitoreo permanente
de vibración y de caudal para permitir la medición de la eficiencia de la turbina. En las
instalaciones actuales el monitoreo de la vibración auxilia al mantenimiento y aumenta la
disponibilidad del equipo, permitiendo adoptar el mantenimiento predictivo.
8.1.2. UHE Santa Bárbara
Los informes indican que la deforestación intensiva que está ocurriendo en la bacía
hidrográfica de esa central está promoviendo la obstrucción por sedimentos del reservatorio el
que requiere la creación de un programa de conservación del suelo. La falta de desarenador
dificulta la remoción de residuos, mas la existencia en la represa de compuertas de fundo en el
vertedero permite el vaciamiento parcial del reservatorio y la ejecución parcial de esta
limpieza. La represa dispone de compuertas de fundo en el vertedero, que permite el
vaciamiento parcial del reservatorio. La represa tiene un dique fusible, permitiendo el pasaje
del caudal que el vertedero no puede adsorber. Es esencial la protección contra la erosión del
canal de descarga del dique fusible. Eso significa que la obstrucción por sedimentos del
reservatorio es un problema gerenciales y pasibles de reversión.
Se debe corregir fugas en los conductos forzados. El tejado de la casa de fuerza deberá ser
impermeabilizado. Son consideradas necesarias la reconstrucción del camino de acceso a la
central, y pavimentación.
80
De manera similar a Centroamérica, los equipos electromecánicos de vida útil menor que de
Santa Bárbara deben ser cambiados los cuales son, válvula mariposa, válvula sincronismo 1,
válvula Esfera 1, compuertas del vertedero, sistema de comunicación, puente rodante y
pórticos, sistema de combate a incendio, sistema de refrigeración, sistema de aire
comprimido, sistema de refrigeración en general, sistema de frenos, sistema de energía y
almacenamiento de óleo de alta presión.
Con relación a los comentarios sobre los sistemas de monitoreo de vibración y caudal, rotor
de la turbina, cavitación, generadores, sistemas de control y protección, los comentarios
realizados para Centroamérica también se aplican para Santa Bárbara.
Con los comentarios introducidos anteriormente, las recomendaciones de recuperación o
sustitución de equipos y de estructuras civiles, mostradas en los informes están atendiendo los
procedimientos técnicos y aparentan ser los adecuados.
8.1.3. Entrenamiento
Los sistemas actuales de protección, comando y control, bien como los servicios auxiliares
son de tecnología digital, por tanto necesitan un entrenamiento de los cuadros de operación y
mantenimiento en esta nueva tecnología.
Por tanto deberá ser dada una total atención en la formación y entrenamiento del cuadro de
funcionarios que van operar y mantener las instalaciones rehabilitadas, pues exigirán
utilización de conocimientos nuevos de sistemas digitales, normalmente no exigidos por los
actuales operadores de esta central.
8.1.4. Composición de Costos
Las tasas utilizadas para calcular los costos directos fueron las siguientes:
.transporte y seguro: 15% del costo del equipo
fiscal nacional (municipal): 1%
transporte y seguros nacionales: 5%
costo de instalación y verificación: 30%
Para los costos indirectos, las tasas aplicadas son:
Administración: 15%
Utilidad: 7%
Supervisión: 5%
81
Debería haber sido previsto para las contingencias 5% sobre los valores de los costos directos
e indirectos. El valor de 30 % para la instalación y verificación y más 5% para supervisión
haciendo un total de 35% están demasiados altos.
8.1.5. Planificación de la Ejecución Propuesta
Las planificaciones propuestas, los plazos involucrados, bien como el programa de
desembolso están en una secuencia lógica. Primero los trabajos de infraestructura y que no
dependen de la parada de la unidad generadora, después de la parada de una unidad de cada
vez y en los períodos de bajo caudal del rio. Esta lógica también es debido a la disponibilidad
de equipos de vaciamiento de la turbina.
8.1.6. Curvas de Desembolso
Equipos:
15% para cada equipo después de la firma del contrato.
10% del valor total de cada elemento - aprobación de los proyectos
35% del valor total de cada con la entrega de los equipos y materiales
40% del valor total de cada con la entrega en operación.
estudios de eficiencia
30% serán pagos a título de adelantamiento
70% después la entrega del informe de cada estudio.
Fiscalización de obras
10% después la firma del contrato (un mes antes del inicio de la construcción)
80% distribuidos a lo largo de la duración de 32 meses de trabajo
10% serán pagos un mes después de la entrega de la documentación conforme
construidos.
Son curvas padrones de desembolso que pueden disminuir los costos de la inversión para los
proveedores de la obra, que indirectamente serán transferidos al inversionista. Precisan ser
definidas las cláusulas de garantía de propuesta y la garantía que será dada por los servicios
ejecutados.
8.1.7. Valor Total
El valor total de US$ 49.466.931,00 para la CH Centroamérica y US$ 46.795.479,00 para la
CH Santa Bárbara están detallados en las planillas anexas a los documentos. La potencia de
las dos centrales hidroeléctricas hacen un total de 100 MW, por lo tanto el costo índice para
esas plantas es de 962 US$/kW. Para grandes centrales hidroeléctricas, el costo de
rehabilitación se espera que tenga valores hasta 25% del valor de la construcción de una
82
nueva central, o sea, 250-1000 US$/kW. Se percebe entonces, que el costo índice para la
rehabilitación posee un valor en la margen superior de este intervalo. Ese índice debe ser
usado como un elemento comparador, mas no como un elemento conclusivo. Conclusiones
sobre la viabilidad financiera solamente puede ser obtenidas después de un análisis de
rentabilidad del emprendimiento considerando varios factores como ser: el valor de la venta
de energía nueva, la pérdida de lucros debido a la parada de equipos, la reducción de los
costos de operación y mantenimiento y el aumento de la disponibilidad de equipos.
8.1.8. Comentarios generales
De modo general, este programa de rehabilitación de las centrales está coherente,
detalladamente adecuado que demuestra que las estructuras y equipos fueron cuidadosamente
evaluados, con plazos de ejecución adecuados y con la optimización de las paradas en las
unidades pensando en la menor pérdida de energía.
Atención especial deberá ser dada a las siguientes recomendaciones:
Entrenamiento de los operadores para los nuevos equipos de tecnología digital y
contratación de operación asistida durante el inicio de operación.
Deberá ser más bien detallado la contratación de seguro de riesgo de ingeniería para
los servicios, garantía de los servicios y de los equipos modernizados y penalidad en el
caso de prolongación de plazo de interrupción de parada de las máquinas aparte de la
prevista y por desempeño inadecuado.
El análisis de los costos de los reparos tanto de las estructuras como de los equipos
sería más fácil si todas las características técnicas de los equipos, diagnósticos de
desgaste, proposiciones de reparos, costos y cronogramas estuviesen en un solo
documento.
El valor porcentual de 35% para montaje y supervisión está alto.
8.2. Péligre - Haití
El PPR analizado posee el título de “Preparation of a Rehabilitation Program for the Péligre
Hyroeletric Power Plant, Final Report Phase 1”. Al contrario del informe de Centroamérica y
Santa Bárbara, este informe posee los detalles de las inspecciones mecánicas, eléctricas,
civiles y las especificaciones técnicas de los equipos tratados parte de detalle de costos,
viabilidad económica, metodología y cronograma de acción. Este PPR posee las
informaciones necesarias para la toma de decisiones y puede ser utilizado como referencia de
como es deseado que sea un Proyecto Preliminar de Rehabilitación.
83
Antes de iniciar el análisis crítico de ese informe, vale un comentario sobre el estado
operacional de la CH Péligre. Unidades fabricadas en la década de los 70 son bastante
robustas y para que alcancen el nivel de degradación que Péligre posee, los servicios de
mantenimiento utilizados en esa central fueron mínimos. Es importante saber la causa de eso,
visto la importancia de esa central para el sistema eléctrico de Haití. Caso el motivo para el
estado actual de esos equipos sea la inexistencia en el país de capacidad técnica, financiera o
humana para ejecutar la operación y mantenimiento regular, es necesario que la rehabilitación
de la central sea acompañada de un programa de construcción de capacitación sobre pena de
rápido desperdicio de los recursos a ser invertidos.
De un modo general el trabajo está muy bien estructurado. Los problemas encontrados están
mostrados de modo claro y de fácil entendimiento y las recomendaciones de solución están
objetivas.
Este PPR es un proyecto que no piensa en un aumento de su potencia instalada. Inicialmente
la central poseía 3 turbinas con potencia nominal de 18MW cada, haciendo un total de
54MW. Actualmente, con la reducción de la capacidad del reservatorio por obstrucción de
sedimentos y degradación de los equipos, una turbina está parada, la segunda en operación de
alto riesgo y la tercera en operación precaria, la potencia máxima es de 27MW con tendencia
de disminuir para 10MW en el futuro próximo. El PPR propone acciones para elevar la
capacidad instalada para 47MW con una secuencia de acciones incluyendo la sustitución de
los rotores de las turbinas. El cambio de los rotores y sistema distribuidor por equipos
modernos trae consigo un aumento en media de 5% en la eficiencia y 10% en la capacidad.
No está claro porque esa opción no fue abordada en el informe.
El informe descriptivo de la deficiencia de la turbina, muestra índices de vibraciones elevadas,
rajaduras en las uniones soldadas del rotor, hundimiento y descentralización son
extremamente preocupantes, pues pueden provocar daños de grande importancia y parada de
generación de energía eléctrica por la usina por años para su recuperación, con grande pérdida
política y económico.
8.2.1. Estrategia de ejecución
El plazo propuesto para la ejecución de la intervención, por el análisis de las fotografías
parece ser menor que lo necesario. Una alternativa para abreviar el tempo de ejecución seria
de ejecutar la rehabilitación en dos etapas, descritas a seguir.
la primera, realizada inmediatamente con la recuperación de las dos unidades
generadoras que están con problemas, sin la parada de la turbina en operación, que
84
deberá adsorber dos años de duración después la contratación. Preferencialmente
deberá ser contratado un consorcio con lideresa de un fabricante de turbinas.
la segunda, después el suceso y operación de estas unidades rehabilitadas, con todo el
material y equipos disponibles en la central, seria parada y habilitada la tercera unidad
para la recuperación. La duración de los servicios de esta tercera unidad podrá ser
menor, de la orden de seis meses de máquina parada.
Estas recomendaciones se prenden que en servicios de rehabilitación, normalmente los
servicios y dificultades son bien mayores que los encontrados durante la instalación de una
central nueva. Otra dificultad es la utilización de tecnología moderna sobre un equipo ya
fabricado hace años y con algunos dimensionamientos desconocidos, inclusive diseños, traen
dificultades importantes en su implementación.
8.2.2. Entrenamiento
Los sistemas actuales de protección, comando y control, bien como los servicios auxiliares
son de tecnología digital, por tanto necesitando un entrenamiento de los cuadros de operación
y mantenimiento en esta nueva tecnología. Por tanto deberá ser dada una total atención en la
formación y entrenamiento del cuadro de funcionarios que van operar y mantener las
instalaciones rehabilitadas, pues exigirán utilización de nuevos conocimientos de sistemas
digitales, normalmente no exigidos de los actuales operadores de esta central. Deberá ser
previsto el fornecimiento de por lo menos un año de operación asistida.
8.2.3. Costos.
Con relación al valor total mostrado de US$ 26,78 millones para la total recuperación de
Péligre, eso importa en un valor índice de 500 US$/kW. El costo de un nuevo
emprendimiento es de la orden de 2000 a 3000 US$/kW instalado para centrales de este rango
de potencia, incluyendo todos los costos, sin considerar los impuestos durante el período de
construcción. Este valor llega aproximadamente a 20% del costo de una central completa,
inclusive con obras civiles, sin impuestos y sin sistema de transmisión, el costo de los equipos
electromecánicos de la orden de 40% del costo total, esto es 800 a 1200 US$/kWh y esta
rehabilitación llega a 50% del costo de los equipos nuevos. Por tanto, en esta orden de
medida, la mayor parte de los equipos deberán ser sustituidos por nuevos.
8.2.4. Comentarios Finales.
El trabajo mostrado está bien estructurado. Una vez decidido pasar la etapa siguiente la cual
es la elaboración del Proyecto Definitivo de Rehabilitación, PRR, las siguientes mejorías
deben ser consideradas:
85
Análisis de la posibilidad de aumento de potencia y rendimiento de la turbina.
Emisión de manuales de mantenimiento y programas de mantenimiento y su
implementación.
Entrenamiento de los cuadros de operación y mantenimiento, pues exigirán la
utilización de conocimientos nuevos de sistemas digitales.
Deberá ser previsto un año de operación asistida.
Programación de las actividades de la unidad generadora que está en mejores
condiciones para ser ejecutadas después la recuperación de las otras unidades.
Emitir las especificaciones técnicas más detalladas para contratación de los servicios
de recuperación.
Prever el sistema de monitoreo conteniendo en lo mínimo el de vibración (absoluto y
relativo) del eje de la turbina y generador, de la carcasa del generador, del corto
circuito entre espiras de los polos del generador y pulsaciones de presión de la caja
espiral y tubo de succión.
Prever un sistema auto lubrificante en el distribuidor de la turbina.
86
9. ACCIONES PARA PROMOVER LA INVERSIÓN EN LA
REHABILITACIÓN DE CH
Actualmente, la mayoría de los países, en especial los que están en desenvolvimiento, buscan
alternativas para aumentar sus parques generadores. Muchos de ellos ya se encuentran con
dificultades para garantizar la generación de energía eléctrica necesaria para sus actividades.
Esta situación no es más crítica, debido a la caída del consumo, ocasionado por la crisis
económica mundial ocurrida en 2008. Incentivar el desenvolvimiento de fuentes renovables
de energía y proyectos de eficiencia energética en estos países, a través del desenvolvimiento
de programas específicos de créditos para estas actividades, tiene que ser prioridad de las
instituciones financieras mundiales. Otra importante parte seria fomentada por acciones de
gobiernos, a través de políticas públicas que beneficien e incentiven inversionistas del mundo
entero a desenvolver proyectos de esta naturaleza en estas regiones. Un programa de
rehabilitación de centrales hidroeléctricas es una de las formas de aumentar la capacidad de
generación de energía eléctrica en estos países, con bajos costos económicos, sociales y
ambientales.
9.1. Barreras
A pesar de ser una de las formas más rápidas, con menores impactos sociales, ambientales y
con menor costo, la rehabilitación de CH aun no presenta grande flujo de inversiones en los
países en desenvolvimiento. En los EUA, en el año de 1997, fueron invertidos US$ 100,00
millones de dólares en rehabilitación de centrales. En Brasil, entre 1998 a 2002, el total no
paso de US$ 13 millones.
Pocas empresas generadoras hicieron este proceso en sus CH y, en la mayoría de las veces,
fueron empresas privadas las ejecutoras. Las empresas públicas de generación precisan, aparte
de superar las dificultades de aporte de capital para la realización de las inversiones en
rehabilitación, superar los entrabes políticos, pues, políticamente, siempre será mejor la
construcción de una grande obra de infraestructura de que invertir recursos en un proyecto ya
existente.
Otro obstáculo que los procesos de rehabilitación tienen que superar es la no generación de
energía durante el período de reforma de la unidad generadora. En la mayoría de las
situaciones esta energía que deja de ser generada ya está contratada y no puede dejar de ser
entregada al consumidor. De esta forma, en cualquier programa de incentivo la rehabilitación
de centrales de generación eléctrica, existe la necesidad de crearse un mecanismo que permita
87
al generador cumplir con el contrato existente de entrega de energía y realizar la
rehabilitación de su central simultáneamente.
Para esto, el parque generador tiene que tener condiciones de absorber la caída de producción
energía de la central que será rehabilitada, manteniendo el mismo nivel de producción. Así,
cualquier intención de rehabilitación en una central, necesariamente, tendrá que pasar por un
proceso cuidadoso de planificación junto a los órganos conectados al sector eléctrico del país
en cuestión. Esta planificación garantizará que el sistema eléctrico no entre en colapso de
fornecimiento.
Un trabajo de concientización junto a los gobiernos de estos países, presentando el potencial
existente en la rehabilitación de sus centrales, y demostrando los beneficios de esta acción,
puede crear un ambiente favorable para el desenvolvimiento de un programa en esta línea.
9.2. Inversionista
El aumento de las preocupaciones con el medio ambiente y las evidencias de cambios
climáticos crearon un escenario propicio para el surgimiento de fondos de inversiones ligados
a los temas de energías renovables y mercado de carbono.
Las restricciones ambientales para la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas, y la
necesidad de aumentar la participación de las fuentes renovables de energía en la matriz
eléctrica mundial, hacen con que el costo de expansión de la generación se torne cada vez
mayor. De esta forma, la rehabilitación de centrales hidroeléctricas, por tener un bajo costo,
pequeño impacto ambiental y ser realizada en un corto período, se presenta como una óptima
inversión, eso si son ultrapasados los obstáculos citados en el capítulo tres.
Para este tipo de actividad podemos resaltar cuatro tipos de inversionistas, cada uno con sus
características descritas en el transcurso de este capítulo.
Empresa de generación privada;
Empresa de generación pública;
Fondos de inversionistas;
Empresa electro intensiva;
9.3. Empresa de Generación Privada
Las empresas de generación del sector eléctrico privadas son aquellas que tienen la mayor
capacidad y facilidad de desenvolver proyectos de rehabilitación tanto en sus propias
hidroeléctricas cuanto en conjunto con las empresas de generación públicas.
88
Las condiciones necesarias para el aporte de equidad y facilidad para el levantamiento de los
proyectos, demuestran la agilidad con que estas inversiones pueden realizar la rehabilitación
en sus plantas de generación. En Brasil, la CPFL y la EDP realizaron inversiones
significativas en la rehabilitación de sus centrales hidroeléctricas y pequeñas hidroeléctricas
En conjunto con las empresas de generación públicas, para inversiones en las centrales, el
inversionista privado pierde su poder de agilidad. Esto ocurre debido a los procesos
burocráticos que el sector público es obligado a cumplir, entretanto el puede tornarse un
fundamental socio dentro de un proceso de Asociación Pública y Privada.
9.4. Empresa de Generación Pública
Las empresas de generación del sector público en América Latina y Caribe presentan
centrales con grandes potenciales para rehabilitación, no en tanto, en la mayoría de las
situaciones, estas empresas se encuentran sin condiciones financieras para realizar las
inversiones necesarias. El desenvolvimiento de asociaciones con empresas privadas, o líneas
de créditos específicas para esta actividad, podrá ayudar al crecimiento de inversiones en este
sector.
Otros factores que dificultan las inversiones del sector público son la morosidad y la
burocracia. La falta de voluntad política para inversiones en rehabilitación, también es otra
barrera para el desenvolvimiento de este mercado. Como ejemplo, el gobierno brasilero en su
Programa de Aceleración del Crecimiento – PAC, anuncio inversiones en 12,3 GW de novas
centrales hidroeléctricas y nucleares, y no destino ningún recurso para la rehabilitación de sus
empresas generadoras, que representan actualmente 39,5 GW de potencia instalada y participa
con 38% da generación brasileira. Furnas fue la única empresa del sector público que realizo
inversiones en rehabilitación en sus CH en los últimos años.
La inclusión de la rehabilitación en la planificación energética de los países en
desenvolvimiento puede tornarse una oportunidad viable para el fortalecimiento económico
de las empresas estatales de generación.
9.5. Fondos de Inversiones
El surgimiento de numerosos fondos de inversiones en proyectos de infraestructura y energía,
principalmente los que tienen sus objetivos en activos de energía renovable y con potencial de
generación de créditos de carbono, tiene favorecido al desenvolvimiento sustentable de países
en desenvolvimiento.
89
El aumento de la renta de las poblaciones en los países de América Latina y la mejora de la
calidad de vida, debido a programas sociales localizados, contribuyeron para presionar el
aumento del consumo de energía eléctrica por estas naciones. Este hecho amplio la necesidad
de inversiones en generación en estos países. Con tasas de retorno atrayentes, estos
emprendimientos han llamado la atención de inversionistas del mundo entero.
Actualmente es posible observar un grande flujo de capital, provenientes de fondos de
inversiones de países ricos que están aplicando recursos en proyectos de generación en los
países en desenvolvimiento. Estos inversionistas, en general, han desenvuelto proyectos
eólicos, de biomasa y pequeñas o micro hidroeléctricas. Entretanto, no se observó flujos de
inversiones de estos fondos en proyectos de rehabilitación de centrales. Esto es ocasionado
por la falta de un programa específico para esta finalidad, donde las oportunidades pueden ser
presentas a los inversionistas, con reglas claras y norteadas por políticas, que proporcionen así
confiabilidad al proceso.
9.6. Empresas Electro-Intensivas
Las empresas grandes, consumidoras de energía, y que tienen en la energía eléctrica grande
parte de sus costos de producción, pueden ser potenciales inversionistas en proyectos de
rehabilitación.
Estas empresas pueden ser de diversos ramos de la economía:
Aluminio;
Soda / Cloro;
Cemento;
Siderurgia;
Química/ Petroquímica;
Mineración;
Hierros;
Papel y celulosa;
Vidrios;
En los últimos años ocurrió una pérdida de competitividad de estas empresas, debido al
aumento del costo del insumo de energía eléctrica en sus países, como puede ser observado en
las dos figuras abajo.
90
Figura 9.1: Comparación de la tarifa industrial en algunos países del mundo.
Fuente: IEA, ANEEL
Figura 9.2: Comparación de la tarifa industrial entre los países del BRIC.
Fuente: International Energy Outlook – Energy Information Administration – DEA
Las inversiones de empresas electro intensivas en proyectos de rehabilitación de centrales,
pueden presentarse como una inversión interesante para el mantenimiento de su
competitividad. Siendo proyectos que proporcionen un MWh de bajo costo, estas inversiones
pueden tornarse una referencia de asociaciones entre empresas de generación y grandes
consumidores de energía.
La garantía de la compra de energía excedente ocasionada por la rehabilitación, o
asociaciones en la inversión por empresas electro intensivas, puede proporcionar grandes
inversiones en el mercado de rehabilitación.
91
La seguridad de un costo de energía eléctrica compatible con las necesidades de este sector
industrial, puede garantizar la permanencia de estas empresas en sus países, proporcionando
el mantenimiento de empleos y el fortalecimiento industrial de estas regiones.
9.7. Desenvolvimiento de Alianzas Públicas y Privadas para el Desenvolvimiento de este
Mercado
Sin duda, el mercado de rehabilitación en América Latina y Caribe tiene que pasar por
alianzas de inversión entre el sector público y el sector privado. Por un lado, existe un enorme
potencial para el mercado de rehabilitación en las manos de las empresas públicas de los
países en desenvolvimiento. Estas empresas poseen un grande parque generador con CH de
más de 20 años, lo que garantiza un substancial aumento en la generación después de una
rehabilitación de sus instalaciones y equipos.
La falta de capacidad financiera de las empresas públicas para estas inversiones refuerza la
necesidad de un grande programa de incentivo para la rehabilitación de centrales
hidroeléctricas, uniendo el sector público y el privado. Ese programa tendría por objetivo
crear condiciones favorables para la realización de asociaciones públicas y privadas, que
aprovechen la capacidad ociosa de los proyectos de rehabilitación del sector público, con la
facilidad de captación de créditos y de inversiones del sector privado.
El desenvolvimiento de líneas de crédito específicas para estas inversiones, y que acepten
como garantías, los contratos de venda de la energía y los bonos de carbono originados de la
actividad del proyecto, puede impulsar este mercado, y tornarse herramienta esencial al
proceso.
Un trabajo de concientización, junto a los gobiernos locales, presentando el potencial de cada
país en proyectos de rehabilitación, es fundamental para la consolidación del sector y
garantiza la inclusión de esta alternativa en la planificación energética de estos países.
A partir del conocimiento de este potencial, las empresas públicas podrán desenvolver
decretos/subastas/licitaciones que busquen asociaciones privadas para la ejecución de las
inversiones necesarias.
Con el desenvolvimiento de un marco legal que de tranquilidad a las inversiones privadas en
realizar asociaciones con el sector público, políticas públicas que incentiven estas inversiones
y líneas de crédito específicas para el desenvolvimiento de proyectos de rehabilitación, el
mercado de la rehabilitación de centrales hidroeléctricas en América Latina y Caribe puede
tornarse una realidad.
92
9.8. Comentarios finales
Para que se promueva la inversión de repotenciación en Centrales Hidroeléctricas, existe la
necesidad de ser elaborado un Programa Latino Americano de Rehabilitación de Centrales
Hidroeléctricas con más de 20 años de funcionamiento. Ese programa deberá, a través de
workshops junto a los propietarios de las centrales hidroeléctricas, gobierno, agencias
reguladoras e inversionistas, mostrar los beneficios económicos y ambientales que los
proyectos de rehabilitación pueden ofertar en comparación con nuevos emprendimientos de
generación. Juntamente con estos workshops, será necesaria la creación de líneas de crédito
específicas para proyectos de esta naturaleza y garantizar la compra de la energía con tarifas
diferenciadas. Aparte de estas acciones, habrá la necesidad de buscar alternativas para la
compensación de la energía que dejará de ser generada durante el proceso de rehabilitación de
la central.
Acciones como estas deberán estar en pauta con mayor frecuencia en lo cotidiano, pues el
mismo con la necesidad de ser disminuido el porcentaje fósil de la matriz eléctrica mundial
debido al calentamiento global y los cambios climáticos, se observó en los últimos años en los
países en desenvolvimiento en un aumento de la generación térmica fósil debido a la
necesidad de suplir el rápido y creciente aumento de la demanda por energía en esos países.
93
10. IDENTIFICACIÓN DE INCENTIVOS, POLÍTICAS Y
REGULACIÓN ELÉCTRICA QUE PERMITEN MAXIMIZAR EL
DESENVOLVIMIENTO DE PROGRAMAS DE
REHABILITACIÓN DE CH
Políticas y reglamentaciones para promover el desenvolvimiento de programas para la
rehabilitación de centrales hidroeléctricas pueden valerse de la experiencia de suceso en el
mundo para la promoción del uso de energías renovables. Este capítulo ira describir las
políticas de mayor suceso en el mundo que puedan ser aplicadas para el incentivo de la
práctica de rehabilitación de centrales hidroeléctricas. Correspondo a cada país de América
Latina y el Caribe escoger cuál de esas políticas mejor se adapta a su economía y se modifica
para atender sus particularidades.
El establecimiento de un mercado de rehabilitación requiere no apenas de la disponibilidad de
tecnologías, mas, sobretodo, la formación de un contorno legal, institucional y regulatorio
adecuado. Los principales casos de suceso de mercados energéticos internacionales son fruto
de leyes de incentivo que, al garantizar una remuneración justa a los generadores, acaban
incluyendo beneficios directos e indirectos de cada fuente de la matriz energética, tanto en la
generación de energía limpia cuanto en efectos periféricos resultantes de la creación y de la
ostentación de mercados.
El principal ejemplo de política de incentivo para fuentes renovables, aplicada en diversos
países de la Unión Europea es, sin duda, la utilización de tarifas feed-in. En los Estados
Unidos, la estrategia adoptada es el llamado Renewable Portfolio Standard – RPS, que es un
sistema de cuotas, imponiendo cierto volumen de energía eléctrica de origen renovable.
Algunos otros países optaron por una combinación entre instrumentos de incentivo a
subsidios e flexibilización de impuestos relacionados a equipos y servicios de la cadena de
generación de energías renovables. Los diferentes ejemplos mostraron que aparte de la tarifa
feed-in o el RPS es necesario garantizar una estructuración correcta del mecanismo escogido
para llegar al suceso en su implementación.
10.1. Tarifas feed-in
La tarifa feed-in es un precio especial pagado por las concesionarias de energía para la
electricidad proveniente de fuentes renovables. Utilizada ampliamente en Europa, la tarifa
feed-in está en la raíz del suceso del mercado de energía eólica en Alemania, España y
94
Dinamarca. La tarifa apoya la formación de grandes mercados de energía renovable a un costo
que acaba pulverizado entre todos los consumidores de electricidad.
Las tarifas feed-in pueden ser fijas o premio. Las tarifas fijas definen y garantizan el precio
mínimo de la energía eléctrica generada independiente del mercado de electricidad. Ya las
tarifas premio pagan un valor adicional aparte del precio de mercado. Las tarifas premio
representan una modificación de las tarifas de precio fijo en relación a la incorporación de
factores de mercado.
En España, se utiliza la opción de sistema de recompensa pre-fijada, o mecanismos de “bonos
ambientales”, que funcionan por la adición de una recompensa sumada al precio básico de
venda de la electricidad. De la perspectiva del inversionista, el precio total recibido por el
kWh no es tan fijo como el de la tarifa feed-in, por estar indexado al precio de la electricidad.
Por otro lado, de la perspectiva de consumo, una recompensa pre-fijada se integra más
fácilmente al mercado global de electricidad, ya que los involucrados responderán las
señalizaciones del proprio mercado.
Normalmente, las reglamentaciones imponen obligaciones contractuales entre las
concesionarias y los productores de energía de fuentes renovables, entre las cuales figura el
desembolso de valores fijos por 20 años, en los casos de Alemania y España. Estas
obligaciones tienen la función de ofrecer seguridad a los inversionistas y traer nuevas
inversionistas.
La remuneración de las tarifas debe cubrir los costos de la generación de electricidad y, al
mismo tiempo, proporcionar una margen razonable de lucro. El precio también debe llegar a
un nivel de equilibrio que lo torne accesible al consumidor de energía y motive al
inversionista a aplicar sus recursos. El nivel de la tarifa es generalmente mantenido fijo
durante un número variable de años para proporcionar seguridad a los inversionistas,
garantizando, así, parte de los ingresos a lo largo de la vida útil de la inversión. La tarifa feed-
in puede basarse en los costos de generación de energía o en los costos externos evitados por
la utilización de fuentes renovables tales como emisiones de gases invernadero.
La tarifa puede ser complementada con subsidios del Estado. Hay también opciones de tarifas
que condicionan la obligación de la adquisición de electricidad apenas la cuantidad de energía
perdida en la transmisión y distribución, como en Estonia y Eslovaquia. En países como
España, República Checa, Dinamarca y Eslovenia es posible vender la energía renovable
directamente en el mercado spot. En el caso brasilero eso sucede con las pequeñas centrales
hidroeléctricas y las usinas a biomasa, que ya consiguen competir con las fuentes
95
convencionales. La ventaja de esta opción es que los productores, envés de recibir el precio
fijo por la energía, reciben el precio del mercado sumado a un premio para cada kWh
comercializado.
Las tarifas pueden también variar de acuerdo con el combustible utilizado y el tamaño de la
central de generación. En el caso brasilero, se dio este diferencial tarifario de las diversas
fuentes el nombre de valor normativo, que se constituía en el valor límite aceptado por la
agencia de regulación para repasar las tarifas. Existen casos de reducción gradual de la tarifa,
de forma que incorpora la curva de conocimiento y evita una sobrecompensación. En este
modelo, las tarifas son revisadas regularmente para mantenerlas en línea con los objetivos de
la política energética y acompañados con las variaciones en el precio de la energía. La tarifa
de energía solar fotovoltaica, por ejemplo, es reducida en cerca de 5% al año, un reflejo
directo de la curva de conocimiento de la tecnología y su caída de costos.
10.2. Sistema de Cuotas/Certificados Verdes
El sistema de cuotas es una política de incentivo enfocada en la cuantidad de energía
renovable producida. El gobierno instituye una estructura para el mercado producir, vender o
distribuir una cantidad mínima de energía eléctrica derivada de fuentes renovables y decide
cuáles serán las fuentes participantes del sistema de cuotas. Así, las renovables pueden ser
protegidas de la competición de otras fuentes de bajo costo, ya que las cuotas son específicas
por fuente. Normalmente, estas cuotas pueden ser comercializadas entre compañías para
evitar distorsiones del mercado.
Dentro del sistema de cuotas, existe la variación del sistema de certificados verdes, que
también determina cuotas mínimas crecientes de generación y consumo de energía limpia
para las concesionarias o para el consumidor final. La obligación de la adquisición de estos
certificados, en proporción a la generación y consumo de energía, son la garantía de que la
energía será consumida y que la diferencia entre el precio de mercado practicado y el costo de
la generación renovable será cubierta, ya que el valor de los certificados es adicionado a la
tarifa de electricidad.
Entre los países que adoptaron ese sistema figuran Reino Unido, Suecia e Italia, en Europa, y
varios estados de los EUA, donde el sistema es conocido como Padrón de Portafolio
Renovable, el Renewable Portfolio Standard. En este país, el sector de energías renovables
pide por un Renewable Portfólio Standard nacional, como forma de oficializar en ley el
pedido de Barack Obama de que 10% de toda la electricidad sea proveniente de energías
renovables hasta 2012 e 25% até 2020.
96
El sistema de cuotas puede también beneficiarse con el uso de la tarifa feed-in, de acuerdo con
diferentes análisis internacionales. Esta combinación es común en Europa; ya en los Estados
Unidos, el mecanismo más utilizado dentro del sistema RPS es el de licitación descrita en el
próximo ítem.
10.3. Sistema de licitación y subasta
Los procedimientos de licitación pueden ser usados para apoyar los beneficiarios en términos
de inversión, producción u otros derechos limitados. Los criterios para evaluar las ofertas son
determinados antes de cada rodada de licitación, cuando el gobierno decide el nivel deseado
de energía generada, la potencia a ser instalada por cada fuente y las tasas de crecimiento,
entre otros factores.
En procesos más competitivos, como sistemas de subastas, el regulador define las reservas de
mercado para un determinado ascendiente de energía renovable y organiza el proceso de
competición entre los productores para alcanzan tal valor. Las propuestas son clasificadas en
orden creciente de costo hasta que se llegue el total a ser contratado. En secuencia, se elabora
un contrato de largo plazo como garantía de desembolso de la energía para cada productor de
fuentes renovables. Los valores del contrato son en base a los precios finales de las subastas.
Este fue el modelo adoptado en el ámbito del Programa Nacional de Incentivo a las Fuentes
Alternativas (PROINFA) de Brasil, que beneficio a las pequeñas centrales hidroeléctricas, a la
energía eólica y la energía de biomasa, incluyendo bagazo de caña, cascara de arroz y
residuos forestales.
Los sistemas de subastas envuelven ofertas competitivas de contratos para construir y operar
un proyecto específico, o una cantidad fija de capacidad renovable en un país o estado. Ese
sistema ha sido usado para promover la energía eólica en países como Irlanda, Francia,
Dinamarca y Reino Unido. En el caso de Reino Unido, el sistema de Non-Fossil-Fuel
Obligation u Obligación de Combustibles No-Fósiles se mantuvo entre 90 y 98 e permitía que
emprendedores ofrezcan ofertas para diferentes tecnologías renovables.
En algunas políticas, el sistema competitivo es usado para emprendimientos de grande porte,
y el esquema feed-in utilizado para proyectos de pequeña escala. Esta propuesta es utilizada
en estados norteamericanos como California y Washington y también fue realizada
recientemente en el Brasil, por Comisión Especial de Energías Renovables del Congreso
Brasilero.
Las subastas en Brasil tuvieron un resultado más positivo de lo que el Reino Unido por
incorporar características del sistema feed-in como la obligación de contratos de largo plazo y
97
la conexión de los emprendimientos a la red. Mas su grande deficiencia persiste en la falta de
remuneración de un precio justo la energía ofertada, como resultado de la competición entre
emprendedores. El no suceso obtenido en las subastas de California – donde emprendedores
dieron ofertas bajas para conseguir contratos y después no tenían condiciones financieras de
desenvolver los proyectos tiene suscitado análisis sobre las ventajas de la actuación de tarifas
feed-in también para la implementación de proyectos de grande porte.
En el caso de la opción de subastas, es recomendable la realización de subastas anules, se
adquiriendo ofreciendo una cantidad mínima de MW medios distribuidos entre las fuentes que
se quiere incentivar. La regularidad en la realización de estas subastas prueba una visión de
largo plazo al mercado – desde que el precio de referencia de las energías negociadas en la
subasta viabilice económicamente las centrales de generación renovable y que la cantidad de
energía negociada tenga un volumen capaz de estimular el mercado.
10.4. Subsidios y medidas fiscales
Los subsidios pueden ser un mecanismo importante para superar barreras de una inversión
con alto costo inicial, como en el caso de emprendimientos en tecnologías de energías
renovables menos económicas. Los costos efectivos de los emprendimientos giran de 20% a
50%, mas estos índices pueden variar en los diferentes países en función de la disponibilidad
de recursos energéticos y la fuerza política de las directivas de protección ambiental.
Tasas especiales para inversiones y medidas fiscales también pueden ser consideradas una
forma de subsidio. Del punto de vista económico, no hace diferencia si un incentivo pasa en la
forma de créditos en impuestos o en la reducción de retribuciones; ya políticamente el
impacto varia se la cobranza fuese del contribuyente o directamente del consumidor de
electricidad.
El sistema fiscal es utilizado en el apoyo a fuentes renovables en diferentes modalidades de
reducción o descuento en impuestos especiales aplicados en la generación, dispensación
tributaria para fondos verdes y utilización de fondos específicos para generación limpia.
Un buen ejemplo de medida fiscal son los créditos de impuestos o Production Tax Credits
(PTC), utilizados en los EUA y en Canadá desde 1992. El PTC concede un descuento de 1,8
centavos de dólar en el impuesto de renta para cada kWh producido en parques eólicos. El
índice es reajustado anualmente por la inflación. Originalmente programado para expirar al
final de 2008, el PTC fue prorrogado, dentro del paquete anti crises aprobado por gobierno
norteamericano. El acto de Recuperación e Inversión (ARRA) acrescente una nueva opción de
98
concesión de crédito, al fornecer pagamentos de 30% de los costos totales de inversiones en
proyectos.
Otros países que utilizan incentivos fiscales como medida política de incentivo a renovables
son República Checa, Reino Unido, Chipre (en los cuales la política es adicional a otras
medidas de incentivo), Finlandia y Malta (que la utilizan como único instrumento de fomento
al mercado).
La grande deficiencia del PTC son los efectos de los ciclos de expiración/extensión del
programa, que tiene cumplido las demandas por energías renovables en períodos cortos de
desenvolvimiento, bajo desenvolvimiento de la estructura de fabricación de componentes y
variación del costo de los mismos. Estos efectos comprometen la efectividad de este
mecanismo en la promoción estable de energías renovables a costos más bajos. Un ejemplo de
esto es la opción temporaria de crédito ofrecida por ARRA, válida apenas para proyectos que
inicien su construcción entre 2009 y 2010.
La combinación entre las tarifas feed-in y las concesiones de crédito es posible; los incentivos
fiscales reducen el capital inicial de los proyectos y con eso los valores de tarifa necesarios
para viabilizar estos emprendimientos.
Otros instrumentos utilizados son la reducción de VAT, de impuestos en la venta o sobre la
producción de energía, subsidios a la inversión, donaciones, rebajas e inversión pública,
préstamos o financiamientos, aparte del llamado net-metering.
El sistema de net-metering se constituye en un contrato entre concesionaria y consumidor que
disponga de un sistema de generación con posibilidad de venta de energía excedente –
generación distribuida. El consumidor está sujeto a la tarifación normal, cuando el consumo
fue mayor que la generación, mas en el caso de la generación superar el consumo, la
concesionaria paga el excedente al precio del costo evitado o en algunos casos el valor de la
tarifación normal. Se realiza en este caso la necesidad de un medidor de energía bidireccional.
En estas condiciones no existe la preocupación en consumir al mismo tiempo en que el
sistema está generando.
10.5. Conclusiones
La selección de una estrategia política para un país debe reflectar diversos factores dentro de
los cuales se destacan la disponibilidad del recurso renovable, el parámetro tarifario
practicado, la capacidad de la población absorber incrementos tarifarios para subsidiar fuentes
más limpias, el nivel de desenvolvimiento tecnológico local y el acceso a la cooperación y
financiamiento internacionales.
99
En Europa y en los Estados Unidos, donde la energía eólica ya está en el límite de la
competitividad, ya existen programas innovadores para apoyar la penetración de grandes
emprendimientos haciendo uso de la energía solar, en China, India y más recientemente el
Brasil, crearon programas de incentivo a la fuente eólica, ya que la energía hidroeléctrica ya
es competitiva en todos estos países. En el Brasil, las pequeñas centrales hidroeléctricas, la
energía eólica y la generación con biomasa están en el límite de la competitividad con las
fuentes más convencionales, mas todavía enfrentan barreras a ser vencidas, y, en este sentido,
el PROINFA, inicialmente, y las subastas específicas de las diversas tecnologías, más
recientemente, siempre aliados a esquemas de financiamiento facilitados por el Banco
Nacional de Desenvolvimiento Económico y Social (BNDES) fueron las estrategias
adoptadas. En países menores, el foco de apoyo debe ser direccionado para las fuentes que
estén más próximas del límite de competición, de manera que puedan minimizar el impacto en
las tarifas locales, centrándose en tecnologías como las pequeñas centrales hidroeléctricas, la
repotenciación de hidroeléctricas o alguna forma de biomasa disponible, en un esquema de
crecimiento lento y gradual de las fuentes renovables a partir de la combinación de los
sistemas feed-in y de cuotas en diferentes caras de un programa de incentivo a energías
renovables. Las ventajas de cada mecanismo varían de acuerdo con la fase de
desenvolvimiento del programa; en el período inicial, el sistema feed-in presta estabilidad
financiera a el emprendedor y en seguida el sistema de cuotas crea un escenario más
competitivo y reduciendo los costos iníciales de generación del sistema feed-in.
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Anexo I
Listas de las Centrales Hidroeléctricas en América
Latina y el Caribe Potencialmente Candidatas
a Rehabilitación
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
1 Argentina Agua Del Toro 150 2 1982 Hidroeléctrica
Diamante S.A Privada
2 Argentina Alicura 1.000 4 1984 Hidroeléctrica
Alicura S.A Privada
3 Argentina Arroyito 120 3 1983 Hidroeléctrica El
Chocon S.A Privada www.hidroelectricaelchocon.com
4 Argentina Binacional Salto Grande 1.890 14 1982
Comision
Tecnica Mixta
De Salto Grande
Privada www.saltogrande.org
5 Argentina Cabra Corral 102 3 1978 Rio Juramento
S.A Privada
6 Argentina El Cadillal 13 2 1966 Hidroeléctrica
Tucuman S.A Privada www.hidrotuc.com.ar
7 Argentina El Chocon 1.200 6 1973 Hidroeléctrica El
Chocon S.A Privada www.hidroelectricaelchocon.com
8 Argentina El Nihuil I 72 4 1957 Hidroeléctrica
Los Nihuil S.A Privada
9 Argentina El Tigre 11,94 2 1989 Hidroeléctrica
Diamante S.A Privada
10 Argentina Escaba 24 3 1956 Hidroeléctrica
Tucuman S.A Privada www.hidrotuc.com.ar
11 Argentina Florentino Ameghino 46,72 2 1968
Hidroeléctrica
Florentino
Ameghino S.A
Privada www.hidroameghino.com.ar
12 Argentina Futaleufu 448 4 1978 Hidroeléctrica
Futaleufu S.A Privada www.chfutaleufu.com.ar
13 Argentina Los Reyunos 224 2 1983 Hidroeléctrica
Diamante S.A Privada
14 Argentina Nihuil II 139,2 6 1968 Hidroeléctrica
Los Nihuil S.A Privada
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
15 Argentina Nihuil III 52 2 1972 Hidroeléctrica
Los Nihuil S.A Privada
16 Argentina Piedra Del Aguila 1.400 4 1993
Hidroeléctrica
Piedra Del
Aguila S.A
Privada www.centralpuerto.com
17 Argentina Planicie Banderita 450 2 1978
Hidroeléctrica
Cerros Colorados
S.A
Privada www.duke-energy.com.ar
18 Argentina Pueblo Viejo 15,36 2 1967 Hidroeléctrica
Tucuman S.A Privada www.hidrotuc.com.ar
19 Argentina Rio Grande Nº1 750 4 1986 Nucleoeléctrica
Argentina S.A Privada www.na-sa.com.ar
20 Argentina Rio Hondo 17,44 2 1976 Hidroeléctrica
Rio Hondo S.A Privada www.hidrotuc.com.ar
21 Argentina Ullum 45 2 1969 Hidrotermica
San Juan S.A Privada
22 Argentina Yacyreta 3.100 20 1994
Entidad
Binacional
Yacyreta
PPP www.eby.org.ar
23 Belize Macal Mollejon 25,2 3 1995
Belize Eletric
Company
Limited, BECOL
Privada www.bel.com.bz
24 Brasil Agro Trafo 14,68 Socibe Energia
S/A Privada
Rua São Bento, 08 - 11° andar Cidade Rio de Janeiro
- RJ CEP 20090-010 Telefone (0xx21) 2122 8440
25 Brasil Água Vermelha (José
Ermírio de Moraes) 1.396,20 6 1978 Aes Tietê S/A Privada www.aestiete.com.br/
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
26 Brasil Alecrim 72 3 1974
Companhia
Brasileira De
Alumínio
Privada www.cia-brasileira-aluminio.com.br
27 Brasil Alto Fêmeas I 10,65 3
Afluente
Geração E
Transmissão De
Energia Elétrica
S/A
Privada www.afluente.com.br
28 Brasil Americana 30 1949 Cpfl Geração De
Energia S.A. Privada www.cpfl.com.br
29 Brasil Apolônio Sales (Moxotó) 400 4 1977
Companhia
Hidro Elétrica
Do São
Francisco
Pública www.chesf.gov.br
30 Brasil Apucaraninha 10 3 1949
Copel Geração E
Transmissão
S.A.
Pública www.copel.com
31 Brasil Areal 18 Quanta Geração
S/A Privada www.quantageracao.com.br
32 Brasil Assis Chateaubrind (Salto
Mimoso) 29,5 2 1969
Pantanal
Energética Ltda Privada
Rua Bandeira Paulista, 530 - 12º andar - Parte Cidade
São Paulo - SP CEP 04532-001 Telefone (0xx11)
2185 5900
33 Brasil Balbina 249,75 5 1989 Não Identificado Pública www.eln.gov.br
34 Brasil Bariri (Alvaro de Souza
Lima) 136,8 3 1965 Aes Tietê S/A Privada www.aestiete.com.br/
35 Brasil Barra 40,4 1 1986
Companhia
Brasileira De
Alumínio
Privada www.cia-brasileira-aluminio.com.br
36 Brasil Barra Bonita 140,76 4 1963 Aes Tietê S/A Privada www.aestiete.com.br/
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
37 Brasil Boa Esperança (Castelo
Branco) 237,3 4 1970
Companhia
Hidro Elétrica
Do São
Francisco
Pública www.chesf.gov.br
38 Brasil Bracinho 15 2 1931 Celesc Geração
S.A. Privada www.celesc.com.br/
39 Brasil Brecha 12,4 1958 Novelis Do
Brasil Ltda Privada www.novelis.com.br
40 Brasil Bugres 11,12 1952
Companhia
Estadual De
Geração E
Transmissão De
Energia Elétrica
Pública www.ceee.com.br
41 Brasil Cachoeira 11,12 Jfg Energia S/A Privada
Av. ACM, 2487 - sala 1706 - Ed. Fernandez Plaza
Cidade Salvador - BA CEP 40280-000 Telefone
(0xx71) 33531651
42 Brasil Cachoeira da Lixa 14,8 Energética Serra
Da Prata S/A Privada
Rua 13 de maio, 33 - Bl B Gr 1.810 Cidade Rio de
Janeiro - RJ CEP 20031-007 Telefone (0xx21) 2262
4606
43 Brasil Cachoeira Dourada 658 1959
Centrais
Elétricas
Cachoeira
Dourada
Privada www.endesageracaobrasil.com.br
44 Brasil Caconde 80,4 2 1966 Aes Tietê S/A Privada www.aestiete.com.br/
45 Brasil Camargos 46 2 1960
Cemig Geração
E Transmissão
S/A
Privada www.cemig.com.br/
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
46 Brasil Canastra 42,5 2 1956
Companhia
Estadual De
Geração E
Transmissão De
Energia Elétrica
Pública www.ceee.com.br
47 Brasil Capivara (Escola de
Engenharia Mackenzie) 640 4 1978
Duke Energy
International,
Geração
Paranapanema
S/A.
Privada www.duke-energy.com.br
48 Brasil Casca III 12,42 1 1971 Apiacás Energia
S/A
Endereço Rua Manoel dos Santos Coimbra, 184
Cidade Cuiabá - MT CEP 78010-900 Telefone
(0xx11) 3066 2011
49 Brasil Chaminé 18 4 1930
Copel Geração E
Transmissão
S.A.
Pública www.copel.com
50 Brasil Chavantes 414 4 1970
Duke Energy
International,
Geração
Paranapanema
S/A.
Privada www.duke-energy.com.br
51 Brasil Corumbá I 375,3 3 1988 Furnas Centrais
Elétricas S/A. Pública www.furnas.com.br/
52 Brasil Curuá-Una 30,3 3 1977
Centrais
Elétricas Do
Norte Do Brasil
S/A.
Pública www.eln.gov.br
53 Brasil Dourados 10,8 1927 Cpfl Geração De
Energia S.A. Privada www.cpfl.com.br
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
54 Brasil Eloy Chaves 19 1 1954 Cpfl Geração De
Energia S.A. Privada www.cpfl.com.br
55 Brasil Emborcação 1.192,00 4 1982
Cemig Geração
E Transmissão
S/A
Privada www.cemig.com.br/
56 Brasil Estreito (Luiz Carlos
Barreto de Carvalho) 1.048,00 6 1969
Furnas Centrais
Elétricas S/A. Pública www.furnas.com.br/
57 Brasil Euclides da Cunha 108,8 4 1960 Aes Tietê S/A Privada www.aestiete.com.br/
58 Brasil Fontes Nova 130,3 3 1940 Light Energia
S/A PPP www.light.com.br
59 Brasil França 29,52 2 1958
Companhia
Brasileira De
Alumínio
Privada www.cia-brasileira-aluminio.com.br
60 Brasil Fumaça 36,4 2 1964
Companhia
Brasileira De
Alumínio
Privada www.cia-brasileira-aluminio.com.br
61 Brasil Funil 30 3 1962
Companhia
Hidro Elétrica
Do São
Francisco
Pública www.chesf.gov.br
62 Brasil Funil 216 3 1965 Furnas Centrais
Elétricas S/A. Pública www.furnas.com.br/
63 Brasil Furnas 1.216,00 8 1963 Furnas Centrais
Elétricas S/A. Pública www.furnas.com.br/
64 Brasil Gafanhoto 14 4 1946
Cemig Geração
E Transmissão
S/A
Privada www.cemig.com.br/
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
65 Brasil Glória 11,36 Valesul
Alumínio S/A Privada www.valesul.com.br
66 Brasil
Governador Bento
Munhoz da Rocha Neto
(Foz do Areia)
1.676,00 4 1980
Copel Geração E
Transmissão
S.A.
Pública www.copel.com
67 Brasil Governador Ney Aminthas
de Barros Braga (Segredo) 1.260,00 4 1992
Copel Geração E
Transmissão
S.A.
Pública www.copel.com
68 Brasil Graça Brennand (Ex.Terra
Santa) 18,27 3
Várzea Do Juba
Energética S.A. Privada
Alameda Antônio Brennand, s/n Cidade Recife - PE
CEP 50741-904 Telefone (81) 2121-0375
69 Brasil Guaricana 36 4 1957
Copel Geração E
Transmissão
S.A.
Pública www.copel.com
70 Brasil Henry Borden 889 14 1926
Empresa
Metropolitana
De Águas E
Energia S/A.
Pública www.emae.sp.gov.br
71 Brasil Ibitinga 131,49 3 1969 Aes Tietê S/A Privada www.aestiete.com.br/
72 Brasil Ilha dos Pombos 187,17 5 1924 Light Energia
S/A PPP www.light.com.br
73 Brasil Ilha Solteira 3.444,00 20 1973
Companhia
Energética De
São Paulo
Pública www.cesp.com.br
74 Brasil Isamu Ikeda 29,06 2 1982 Isamu Ikeda
Energia S/A Pública
Rua São Bento, 08 - 11° andar Cidade Rio de Janeiro
- RJ CEP 20090-010 Telefone (0xx21) 2122 8440
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
75 Brasil Itaúba 512,4 1978
Companhia
Estadual De
Geração E
Transmissão De
Energia Elétrica
Pública www.ceee.com.br
76 Brasil Itumbiara 2.080,50 6 1980 Furnas Centrais
Elétricas S/A. Pública www.furnas.com.br/
77 Brasil Itupararanga 56,17 4 1914
Companhia
Brasileira De
Alumínio
Privada www.cia-brasileira-aluminio.com.br
78 Brasil Itutinga 52 4 1955
Cemig Geração
E Transmissão
S/A
Privada www.cemig.com.br/
79 Brasil Ivan Botelho III (Ex-
Triunfo) 24,4
Rio Pomba
Energética S.A. Privada
Rua Pasteur, 125 Sala 05 Cidade Juiz de Fora - MG
CEP 36012-420
80 Brasil Jacuí 180 6 1962
Companhia
Estadual De
Geração E
Transmissão De
Energia Elétrica
Pública www.ceee.com.br
81 Brasil Jaguara 424 4 1971
Cemig Geração
E Transmissão
S/A
Privada www.cemig.com.br/
82 Brasil Jaguari 11,8 Cpfl Geração De
Energia S.A. Privada www.cpfl.com.br
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
83 Brasil João Camilo Penna (Ex-
Cachoeira do Emboque) 21,6
Zona Da Mata
Geração S.A. Privada
Rua Padre Anchieta, 1856 ? 4° andar Cidade Curitiba
- PR CEP 80730-000 Telefone (0xx41) 3331 5474
84 Brasil Juba I 42 4
Itamarati Norte
S/A -
Agropecuária
Privada Alameda Antônio Brennand, s/n° Cidade Recife - PE
CEP 50741-904 Telefone (0xx81) 2121 0300
85 Brasil Juba II 42 4
Itamarati Norte
S/A -
Agropecuária
Privada Alameda Antônio Brennand, s/n° Cidade Recife - PE
CEP 50741-904 Telefone (0xx81) 2121 0300
86 Brasil Jupiá (Eng° Souza Dias) 1.551,20 14 1974
Companhia
Energética De
São Paulo
Pública www.cesp.com.br
87 Brasil Jurumirim (Armando
Avellanal Laydner) 97,7 2 1962
Duke Energy
International,
Geração
Paranapanema
S/A.
Privada www.duke-energy.com.br
88 Brasil Limoeiro (Armando Salles
de Oliveira) 32 2 1958 Aes Tietê S/A Privada www.aestiete.com.br/
89 Brasil Linha 3 Leste 14,34
Cooperativa
Regional De
Energia E
Desenvolvimento
Ijuí Ltda
Pública www.fecoergs.com.br
90 Brasil Luiz Gonzaga (Itaparica) 1.479,60 6 1988
Companhia
Hidro Elétrica
Do São
Francisco
Pública www.chesf.gov.br
91 Brasil Macabu 21 5 1950 Quanta Geração
S/A Privada www.quantageracao.com.br
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
92 Brasil Marechal Mascarenhas de
Moraes (Ex-Peixoto) 492,1 10 1956
Furnas Centrais
Elétricas S/A. Pública www.furnas.com.br/
93 Brasil Marimbondo 1.440,00 8 1975 Furnas Centrais
Elétricas S/A. Pública www.furnas.com.br/
94 Brasil Mascarenhas 180,5 3 1973 Energest S/A Privada www.energiasdobrasil.com.br/
95 Brasil Muniz Freire 25 Samarco
Mineração S/A provada
www.samarco.com
Rodovia ES 060 - km 14,4 Cidade Anchieta - ES CEP
29230-000 Telefone (0xx27) 3361 9310
96 Brasil Nilo Peçanha 378,42 6 1953 Light Energia
S/A PPP www.light.com.br
97 Brasil Nova Avanhandava (Rui
Barbosa) 347,4 3 1982 Aes Tietê S/A Privada www.aestiete.com.br/
98 Brasil Nova Maurício 29,23 1956 Valesul
Alumínio S/A Privada www.valesul.com.br
99 Brasil Nova Ponte 510 3 1987
Cemig Geração
E Transmissão
S/A
Privada www.cemig.com.br/
100 Brasil Palmeiras 24,6 Celesc Geração
S.A. Privada www.celesc.com.br/
101 Brasil Paraibuna 85 2 1974
Companhia
Energética De
São Paulo
Pública www.cesp.com.br
102 Brasil Paranapanema 29,84
Santa Cruz
Geração De
Energia S/A
Privada www.santacruzgeracao.com.br
103 Brasil Paranoá 29,7 1962 Ceb Geração S/A Privada www.ceb.com.br
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
104 Brasil Passo Fundo 226 2 1973 Tractebel
Energia S/A Privada www.tractebelenergia.com.br
105 Brasil Passo Real 158 2 1973
Companhia
Estadual De
Geração E
Transmissão De
Energia Elétrica
Pública www.ceee.com.br
106 Brasil Paulo Afonso I 180 3 1954
Companhia
Hidro Elétrica
Do São
Francisco
Pública www.chesf.gov.br
107 Brasil Paulo Afonso II A e B 443 6 1961 e
1967
Companhia
Hidro Elétrica
Do São
Francisco
Pública www.chesf.gov.br
108 Brasil Paulo Afonso III 794,2 4 1971
Companhia
Hidro Elétrica
Do São
Francisco
Pública www.chesf.gov.br
109 Brasil Paulo Afonso IV 2.462,40 6 1979
Companhia
Hidro Elétrica
Do São
Francisco
Pública www.chesf.gov.br
110 Brasil Pedra 20,01 2 1978
Companhia
Hidro Elétrica
Do São
Francisco
Pública www.chesf.gov.br
111 Brasil Pereira Passos 99,11 2 1962 Light Energia
S/A PPP www.light.com.br
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
112 Brasil Piau 18,01 2 1955
Cemig Geração
E Transmissão
S/A
Privada www.cemig.com.br/
113 Brasil Pitinga 24,96 Mineração
Taboca S/A Privada
Av. Constantino Nery, 2.789 Salas 1003/1005 Cidade
Manaus - AM CEP 69050-002 Telefone (0xx92) 3323
1290
114 Brasil Planalto 17 2 Planalto
Energética Ltda Privada
Alameda Antônio Brennand, s/n.º Cidade Recife - PE
CEP 50741-904 Telefone (81) 2121-0375
115 Brasil Ponte Alta 13 Energética Ponte
Alta S/A Privada
SAAN - Quadra 03, 620 Cidade Brasília - DF CEP
71220-000 Telefone (0xx61) 3234-4214
116 Brasil Porto Colômbia 319,2 4 1973 Furnas Centrais
Elétricas S/A. Pública www.furnas.com.br/
117 Brasil Porto Góes 24,8 2 1928
Empresa
Metropolitana
De Águas E
Energia S/A.
Pública www.emae.sp.gov.br
118 Brasil Porto Raso 28,4 1 1982
Companhia
Brasileira De
Alumínio
Privada www.cia-brasileira-aluminio.com.br
119 Brasil Promissão (Mário Lopes
Leão) 264 3 1975 Aes Tietê S/A Privada www.aestiete.com.br/
120 Brasil Rasgão 22 2 1989
Empresa
Metropolitana
De Águas E
Energia S/A.
Pública www.emae.sp.gov.br
121 Brasil Riachão (Ex-Santa
Edwiges I) 10,1 2
Riachão
Energética S.A. Privada
Rua Padre Anchieta, 1856 ? 4° andar Cidade Curitiba
- PR CEP 80730-000
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
122 Brasil Rio Bonito 16,8 3 1959 Castelo
Energética S/A Privada http://www.edpescelsa.com.br/aescelsa/usinas.asp
123 Brasil Rio do Peixe (Casa de
Força I e II) 18,06
Companhia
Paulista De
Energia Elétrica
Privada www.cpfl.com.br
124 Brasil Rosana 369,2 4 1987
Duke Energy
International,
Geração
Paranapanema
S/A.
Privada www.duke-energy.com.br
125 Brasil Sá Carvalho 78 1951 Sá Carvalho S/A Pública
Av. Barbacena, 1.200 - 12º andar - Ala A2 Cidade
Belo Horizonte - MG CEP 30123-970 Telefone
(0xx31) 3299 4192
126 Brasil Salto 19 Salto Jauru
Energética S/A Privada
Estrada da Turiba, s/n°, Km 32 Cidade Indiavaí - MT
CEP 78295-000 Telefone (0xx41) 3331 5450
127 Brasil Salto do Iporanga 36,87 1 1989
Companhia
Brasileira De
Alumínio
Privada www.cia-brasileira-aluminio.com.br
128 Brasil Salto Grande 102 4 1960
Cemig Geração
E Transmissão
S/A
Privada www.cemig.com.br/
129 Brasil Salto Grande (Lucas
Nogueira Garcez) 70 4 1958
Duke Energy
International,
Geração
Paranapanema
S/A.
Privada www.duke-energy.com.br
130 Brasil Salto Mauá 23,86 Klabin S/A Privada www.klabin.com.br
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
131 Brasil Samuel 216,75 5 1996
Centrais
Elétricas Do
Norte Do Brasil
S/A.
PPP www.eln.gov.br
132 Brasil Santa Cecília (Elevatória) 34,96 1952 Light Energia
S/A PPP www.light.com.br
133 Brasil Santa Edwiges II 13
Rialma
Companhia
Energética S/A
Privada Rua Padre Anchieta, 1856 4° andar Cidade Curitiba -
PR CEP 80730-000 Telefone (0xx41) 3331 5474
134 Brasil Santa Edwiges III 11,6
Rialma
Companhia
Energética Iii
S.A.
Privada SAAN - Quadra 03, 620 Cidade Brasília - DF CEP
71220-000 Telefone (0xx61) 3234-4214
135 Brasil São Simão 27 São Simão
Energia S/A Privada
Rua São Bento nº, 8 8º Andar Cidade Rio de Janeiro -
RJ CEP 20090-010 Telefone (21) 2169-7751
136 Brasil São Simão 1.710,00 6 1978
Cemig Geração
E Transmissão
S/A
Privada www.cemig.com.br/
137 Brasil Serraria 24 1 1978
Companhia
Brasileira De
Alumínio
Privada www.cia-brasileira-aluminio.com.br
138 Brasil Sobradinho 1.050,30 6 1979
Companhia
Hidro Elétrica
Do São
Francisco
Pública www.chesf.gov.br
139 Brasil Suíça 31,59 2 1965 Energest S/A Privada www.energiasdobrasil.com.br/
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
140 Brasil Taquaruçu (Escola
Politécnica) 554 5 1992
Duke Energy
International,
Geração
Paranapanema
S/A.
Privada www.duke-energy.com.br
141 Brasil Três Irmãos 807,5 5 1993
Companhia
Energética De
São Paulo
Pública www.cesp.com.br
142 Brasil Três Marias 396 6 1962
Cemig Geração
E Transmissão
S/A
Privada www.cemig.com.br/
143 Brasil Volta Grande 380 4 1974
Cemig Geração
E Transmissão
S/A
Privada www.cemig.com.br/
144 Brasil Xingó 3.162 6 1994
Companhia
Hidro Elétrica
Do São
Francisco
Pública www.chesf.gov.br
145 Chile Abanico 136 6 1948 Endesa PPP www.endesa.cl
146 Chile Aconcagua 72,9 2 1994 Hidroeléctrica
Aconcagua S.A. Privada
147 Chile Alfalfal 178 2 1991 Gener S.A. PPP www.gener.cl
148 Chile Antuco 320 2 1981 Endesa PPP www.endesa.cl
149 Chile Canutillar 145 2 1990 Colbun S.A. Pública www.colbun.cl
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
150 Chile Capullo 10,7 1 1995 E.E. Capullo S.A PPP www.capullo.cl
151 Chile Carbomet 10,4 4 1986 Carbomet
Energía S.A Privada
152 Chile Cipreses 101,4 3 1955 Endesa PPP www.endesa.cl
153 Chile Colbún 400 2 1985 Colbun S.A. Pública www.colbun.cl
154 Chile Curillinque 85 1 1993 Pehuenche S.A. Privada
155 Chile El Toro 450 4 1973 Endesa PPP www.endesa.cl
156 Chile Florida 28 5 1909-1993 S.C. Del Maipo Privada
157 Chile Isla 68 2 1963 Endesa PPP www.endesa.cl
158 Chile Los Molles 16 2 1952 Endesa PPP www.endesa.cl
159 Chile Los Quilos 39,3 3 1943-1989 H.G. Vieja Privada
160 Chile Machicura 90 2 1985 Colbun S.A. Pública www.colbun.cl
161 Chile Maitenes 30,8 5 1923-1989 Gener S.A. PPP www.gener.cl
162 Chile Pehuenche 570 2 1991 Pehuenche S.A. Privada
163 Chile Pilmaiquén 39 5 1944-1959 Pilmaiquen S.A. Privada www.epilmaiquen.cl
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
164 Chile Pullinque 48,6 3 1962 Pullinque S.A. Privada
165 Chile Queltehues 41,07 3 1928 Gener S.A. PPP www.gener.cl
166 Chile Rapel 350 5 1968 Endesa PPP www.endesa.cl
167 Chile Sauzal 76,8 3 1948 Endesa PPP www.endesa.cl
168 Chile Sauzalito 12 1 1959 Endesa PPP www.endesa.cl
169 Chile Volcán 13 1 1944 Gener S.A. PPP www.gener.cl
170 Colombia Alto Anchicayá 365 3 1973
Epsa - Centro De
Eficiencia
Energética
Privada www.epsa.com.co
171 Colombia Bajo Anchicayá 74 4 1955-1957
Epsa - Centro De
Eficiencia
Energética
Privada www.epsa.com.co
172 Colombia Betania 510 3 1987
Fundación
Endesa
Colombia
PPP www.endesa.es
173 Colombia Calima 120 4 1966
Epsa - Centro De
Eficiencia
Energética
Privada www.epsa.com.co
174 Colombia Canoas 45 1972 Emgesa S.A.
E.S.P Privada www.emgesa.com.co
175 Colombia Chivor 1.000,00 8 1977-1982 Isagen S. A. Esp PPP www.isagen.com.co
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
176 Colombia Colegio 150 1970 Emgesa S.A.
E.S.P Privada www.emgesa.com.co
177 Colombia El Paraiso 276,6 3 1987
Fundación
Endesa
Colombia
PPP www.endesa.es
178 Colombia Esmeralda 30 1963
179 Colombia Florida II 24 1975
Cedelca -
Centrales
Eléctricas Del
Cauca S.A
Privada www.cedelca.com
180 Colombia Guadalupe III 270 6 1962-1966
Empresas
Públicas De
Medellín S. A.
Pública www.epm.com.co
181 Colombia Guadalupe Iv 202 3 1985
Empresas
Públicas De
Medellín S. A.
Pública www.epm.com.co
182 Colombia Guatapé 560 8 1972-1979
Empresas
Públicas De
Medellín S. A.
Pública www.epm.com.co
183 Colombia Jaguas 170 2 1988 Isagen S. A. Esp PPP www.isagen.com.co
184 Colombia La Guaca 324,6 3 1987
Fundación
Endesa
Colombia
PPP www.endesa.es
185 Colombia La Tasajera 306 3 1993
Empresas
Públicas De
Medellín S. A.
Pública www.epm.com.co
186 Colombia Laguneta 72 1960
Fundación
Endesa
Colombia
PPP www.endesa.es
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
187 Colombia Playas 201 3 1988
Empresas
Públicas De
Medellín S. A.
Pública www.epm.com.co
188 Colombia Prado 50 4 1973
Gensa - Gestión
Energética S.A.
E.S.P. Y
Electrolima S.A.
Esp
PPP www.gensa.com.co
189 Colombia Río Mayo 198 1969
Cedenar -
Centrales
Eléctricas De
Nariño S. A.
E.S.P.
Pública www.cedenar.com.co
190 Colombia Riogrande I 75 3 1956
Cooperativa De
Servicios
Publicos,
Asistenciales,
Consumo Y
Vivienda De Rio
Grande Limitada
PPP www.cooprg.org.ar
191 Colombia Salto 125 1963 Emgesa S.A.
E.S.P Privada www.emgesa.com.br
192 Colombia Salvajina 285 3 1985
Epsa - Centro De
Eficiencia
Energética
Privada www.epsa.com.co
193 Colombia San Carlos 1.240,00 8 1987 Isagen S. A. Esp PPP www.isagen.com.co
194 Colombia San Francisco 135 1969
195 Colombia Troneras 40 2 1965
Empresas
Públicas De
Medellín S. A.
Pública www.epm.com.co
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
196 Costa Rica Arenal 157 3 1978
Instituto
Costarricense De
Electricidad
Pública www.grupoice.com
197 Costa Rica Cachí Ice 100,8 3 1966
Instituto
Costarricense De
Electricidad
Pública www.grupoice.com
198 Costa Rica La Garita 40 2 1958
Instituto
Costarricense De
Electricidad
Pública www.grupoice.com
199 Costa Rica Miguel Pablo Dengo
Benavides 174 3 1982
Instituto
Costarricense De
Electricidad
Pública www.grupoice.com
200 Costa Rica Rio Macho 134 8 1963
Instituto
Costarricense De
Electricidad
Pública www.grupoice.com
201 Costa Rica Sandillal 32 2 1995
Instituto
Costarricense De
Electricidad
Pública www.grupoice.com
202 Costa Rica Ventanas Garita 97,4 3 1987
Instituto
Costarricense De
Electricidad
Pública www.grupoice.com
203 Ecuador Agoyán 156 1988
Compania de
Generación
Hidroeléctrica
Agoyán S.A
PPP www.hidroagoyan.com
204 Ecuador Saucay 24 4 1982
Empresa Electro
Generadora Del
Austro S. A.
Pública www.elecaustro.com.ec
205 Ecuador Saymirin 14 6 1957
Empresa Electro
Generadora Del
Austro S. A.
Pública www.elecaustro.com.ec
206 Guatemala Aguacapa 90 3 1982
Instituto
Nacional De
Electrificación
Pública www.inde.gob.gt
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
(Inde)
207 Guatemala Chixoy (Pueblo Viejo) 275 5 1983
Instituto
Nacional De
Electrificación
(Inde)
Pública www.inde.gob.gt
208 Guatemala Jurún Marinalá 60 3 1967
Instituto
Nacional De
Electrificación
(Inde)
Pública www.inde.gob.gt
209 Guatemala Los Esclavos 14 1966
Instituto
Nacional De
Electrificación
(Inde)
Pública www.inde.gob.gt
210 Haiti Péligre 54 3 1975 Electricité
d’Haiti Pública www.edhhaiti.com
211 Honduras Cañaveral ENEE 29 2 1964
Enee (Empresa
Nacional De
Energía
Eléctrica)
Pública www.enee.hn
212 Honduras El Níspero 22,5 1982
Enee (Empresa
Nacional De
Energía
Eléctrica)
Pública www.enee.hn
213 Honduras Francisco Morazán (El
Cajón) 300 4 1985
Enee (Empresa
Nacional De
Energía
Eléctrica)
Pública www.enee.hn
214 Honduras Río Lindo 80 4 1978
Enee (Empresa
Nacional De
Energía
Eléctrica)
Pública www.enee.hn
215 México 27 De Septiembre (El
Fuerte) 59 3 1960
Comisión
Federal De
Electricidad
Pública www.cfe.gob.mx
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
(Cfe)
216 México Aguamilpa Solidaridad 960 3 1994
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
217 México Ambrosio Figueroa (La
Venta) 30 5 1965
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
218 México Ángel Albino Corzo
(Peñitas) 420 4 1987
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
219 México Bacurato 92 2 1987
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
220 México Belisario Domínguez
(Angostura) 900 5 1976
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
221 México Boquilla 25 4 1915
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
222 México Botello 13 2 1910
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
223 México Camilo Arriaga (El Salto) 18 2 1966
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
224 México Carlos Ramírez Ulloa (El
Caracol) 600 3 1986
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
225 México Chilapan 26 4 1960
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
226 México El Cóbano 52 2 1955
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
227 México Colimilla 51 4 1950
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
228 México Cupatitzio 72 2 1962
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
229 México Encanto 10 2 1951
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
230 México Falcón 32 3 1954
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
231 México Humaya 90 2 1976
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
232 México José Cecilio Del Valle 21 3 1967
Comisión
Federal De
Electricidad
Pública www.cfe.gob.mx
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
(Cfe)
233 México La Amistad 66 2 1987
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
234 México Manuel M. Diéguez (Santa
Rosa) 61 2 1964
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
235 México Mazatepec 220 4 1962
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
236 México Minas 15 3 1951
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
237 México Mocúzari 10 1 1959
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
238 México Oviáchic 19 2 1957
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
239 México Plutarco Elías Calles (El
Novillo) 135 3 1964
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
240 México Puente Grande 12 2 1912
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
241 México Raúl J. Marsal
(Comedero) 100 2 1991
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
242 México Salvador Alvarado
(Sanalona) 14 2 1963
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
243 México Temascal 354 6 1959
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
244 México Tuxpango 36 4 1914
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
245 México Valentín Gómez Farías
(Agua Prieta) 240 2 1993
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
246 México Villita 300 4 1973
Comisión
Federal De
Electricidad
(Cfe)
Pública www.cfe.gob.mx
247 Nicaragua Centroamerica 50 2 1964 Enel e Hidrogesa Pública www.enel.gob.ni
248 Nicaragua Santa Bárbara 50 2 1972 Enel e Hidrogesa Pública www.enel.gob.ni
249 Panamá Edwin Fabrega - Fortuna 300 3 1984 Enel Fortuna PPP www.fortuna.com.pa
250 Panamá Gatún Dam 24 6 1913 Pública
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
251 Panamá Madden Dam 36 3 Pública
252 Paraguay Acaray 200 4 1970
Administración
Nacional De
Electricidad
(Ande)
Pública www.ande.gov.py
253 Peru Callahuanca 73 4 1938 Edegel S.A. PPP www.edegel.com
254 Perú Aricota 1 24 2 1967 Egesur S.A. Privada www.egesur.com.pe
255 Perú Cahua 43 2 1967
Emp. De
Generacion
Electrica Cahua
S.A.
Privada
256 Perú Cañon del Pato 263 6 1958 Egenor S.A
(Duke Energy) Privada www.duke-energy.com.pe
257 Perú Carhuaquero 95 3 1991 Egenor S.A Privada www.duke-energy.com.pe
258 Perú Charcani V 145 3 1988 Egasa Pública www.egasa.com.pe
259 Perú Huampani 31 2 1962 Edegel S.A. PPP www.edegel.com
260 Perú Huinco 258 4 1965 Edegel S.A PPP www.edegel.com
261 Perú Machupicchu 90 3 1964 Egemsa Pública www.egemsa.com.pe
262 Perú Malpaso 54 4 1937 Electroandes Privada www.electroandes.com.pe
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
263 Perú Matucana 129 2 1971 Edegel S.A. PPP www.edegel.com
264 Perú Moyopampa 69 3 1951 Edegel S.A. PPP www.edegel.com
265 Perú Restitución 210 3 1984 Electroperú S.A. Pública www.electroperu.com.pe
266 Perú S. A. De Mayolo 798 7 1979 Electroperu S.A. Pública www.electroperu.com.pe
267 Perú Yaupi 108 5 1957 Electroandes Pública www.electroandes.com.pe
268 Republica Dominicana Jiguey 98 2 1992
Empresa de
Generación
Hidroeléctrica
Dominicana
Pública www.hidroelectrica.gov.do
269 Republica Dominicana Lopez Angostura 18
Corporación
Dominicana de
Electricidad
(CDEEE)
Pública http://www.cdeee.gov.do/
270 Republica Dominicana Rincon 10,1 1 1978
Empresa de
Generación
Hidroeléctrica
Dominicana
Pública www.hidroelectrica.gov.do
271 Republica Dominicana Sabana Yegua 13 1 1992
Corporación
Dominicana de
Electricidad
(CDEEE)
Pública http://www.cdeee.gov.do/
272 Republica Dominicana Tavera 96 1973
Empresa de
Generación
Hidroeléctrica
Dominicana
Pública www.hidroelectrica.gov.do
N° País Nombre Potencia Nº de
unidades
Año de
Puesta en
Operación
Propietario Empresa Contactos
273 Republica Dominicana Valdesia 54 2 1976
Empresa de
Generación
Hidroeléctrica
Dominicana
Pública www.hidroelectrica.gov.do
Anexo II
Listas de Ministerios, Órganos Reguladores y
Empresas del Sector Eléctrico de cada País
Argentina
Secretaría de Energía
Av. Paseo Colón 171
Capital Federal - CP (C1063ACB)
54-11-4349-5000
http://www.energia.gov.ar
Subsecretaría de Electricidad
Paseo Colon # 171, piso 7º, oficina 701
Capital Federal - CP (C1063ACB)
54-11-43498012
http://www.minplan.gov.ar
Ente Nacional Regulador de Electricidad. ENRE
Avenida Madero 1020 10mo. Piso C1106ACX
Buenos Aires - Argentina
Telef. (5411) 4510-4600
http://www.enre.gov.ar/
Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima - CAMMESA
Avda. Madero 942 - Piso 1
Buenos Aires - Argentina - C1106ACW
(54-11) 4319-3700
http://portalweb.cammesa.com
Energia Argentina Sociedad Anonima
Av. del Libertador 1068 Piso 2 (C1112ABN)
Buenos Aires - Argentina
Tel./ Fax: (54 11) 4801- 9325
http://www.enarsa.com.ar
Empresa Distribuidora Sur Sociedad Anónima EDESUR
San José # 140 Piso 3
Buenos Aires - Argentina
Telf: 54-11-43703700, 54 - 11 - 43703703
http://www.edesur.com.ar
Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte Sociedad Anónima
Azopardo 1025 - C1107ADQ
Buenos Aires - Argentina
Telf. 54-11-4346-5000
http://www.edenor.com
Centrales de la Costa Atlántica S.A.
Calle 46 Nº561 , La Plata - Buenos Aires
Telef. 0054-211-489-0509
http://www.centralesdelacosta.com.ar
Servicios Publicos Sociedad del Estado Santa Cruz
Av. Gral. Julio A. Roca 669, Santa Cruz
Telef. 02966- 422322
http://www.spse.com.ar
Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE)
José María Paz 1131, CP (B1602AXU) Florida, Buenos Aires
Telef - fax 54 (0)11-4795-3246
http://www.argentinaeolica.org.ar
Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República de Argentina (ADEERA)
Tacuarí 163, Piso 8, CP(C1071AAC)
Buenos Aires - Argentina
Telef 5411-4331-0900
http://www.adeera.com.ar
Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República de Argentina (AGEERA)
Avda. Callao 1604, Piso 4º
Buenos Aires - Argentina
Telef. (5411) 4807-3310
http://www.ageera.com.ar
Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA)
Avda.del Libertador 8250, CP (1490)
Buenos Aires - Argentina
Telef. (5411) 4704-1000
http://www.cnea.gov.ar
Consejo Federal de Energía Eléctrica (CFEE)
Av. Pte. Julio A.Roca 651-Piso 8,Sector 25
Buenos Aires - Argentina
Telef. (5411) 4349-3068
http://www.cfee.gov.ar
EPEC (1415 MW)
Tablada 350 (X5000FEJ)
Córdoba - Pcia. Córdoba
Tel:(0351) 429-6055 - Fax: (0351) 429-6053
www.epec.com.ar
ENTIDAD BINACIONAL YACYRETA (2040 MW)
Av. E. Madero 942, Piso 22 (C1106ACW)
Buenos Aires
Tel / Fax: 4510-7500
www.eby.org.ar
H. TUCUMAN S.A. (52 MW)
Don Bosco 2929 (T4000DME)
San Miguel de Tucumán
Tel / Fax: (0381) 452-7100
www.hidrotuc.com.ar
CEMPPSA (137 MW)
Casilla de Correo 34 (5500)
Mendoza
Tel: (0261) 481 9167 - Fax: (0261) 481 9030
COMISION TECNICA MIXTA SALTO GRANDE (945 MW)
Leandro N. Alem 449 - 11° Piso (C1003AAE)
Buenos Aires
Tel: (11) 5554-3400 - Fax: (11) 5554-3460
www.saltogrande.org
AES RIO JURAMENTO S.A. (196 MW)
Av. Ezequiel Bustillo, km 1.8 Residencia "La Argentina" (8400)
San Carlos de Bariloche - Río Negro
Tel: (02944) 52-6000 - Fax: (02944) 52-6020
H. RIO HONDO S.A. (17 MW)
Carlos Pellegrini 1427, piso 9º (C1011AAC)
Buenos Aires
Tel / Fax: 4327-4199
www.hidrotuc.com.ar
H. PIEDRA DEL AGUILA S.A. (1400 MW)
Av. Tomás Edison 2701 (C1104AZI)
Buenos Aires
Tel: 4311-4732 - Fax: 4311-3296
www.centralpuerto.com
HINISA (224 MW)
Patricias Mendocinas 1285 (M5500EAO)
Mendoza - Pcia. Mendoza
Tel: (0261) 449-4900
www.hinisa.com.ar
HIDISA (388 MW)
Patricias Mendocinas 1285 (M5500EAO)
Mendoza - Pcia. Mendoza
Tel: (0261) 449-4900
www.hinisa.com.ar
H. EL CHOCON S.A. (1380 MW)
Av. España 3301 (C1107ANA)
Buenos Aires
Tel / Fax: 4300-5002
www.hidroelectricaelchocon.com
DUKE ENERGY CERROS COLORADOS S.A. (567 MW)
Av. L.N. Alem 855, piso 26 (C1001AAD)
Buenos Aires
Tel: 4875-0000 - Fax: 4875-0096
www.duke-energy.com.ar
H. AMEGHINO S.A. (47 MW)
Eduardo Costa 3044 (C1425DWB)
Buenos Aires
Tel: 4803-9700/9800 -
www.hidroameghino.com.ar
AES ALICURA S.A. (1050 MW)
Av. Ezequiel Bustillo, km 1.8 Residencia "La Argentina" (8400)
San Carlos de Bariloche - Río Negro
Tel: (02944) 52-6000 - Fax: (02944) 52-6020
ENTE EJECUTIVO PRESA EMBALSE CASA DE PIEDRA (60 MW)
Av. Callao 661, Piso 8 (C1022AAG)
Buenos Aires
Tel: 4375-5141/5142 - Fax: 4375-5143
H. FUTALEUFU S.A. (472 MW)
M.T. de Alvear 590, piso 4º (C1058AAF)
Buenos Aires
Tel: 4725-8061/714-3832 - Fax: 4725-8025
www.chfutaleufu.com.ar
NA.SA (1005 MW)
Arribeños 3619 (C1429BKQ)
Buenos Aires
Tel / Fax: 4701-7070
www.na-sa.com.ar
TERMOELECTRICA MANUEL BELGRANO S.A.
Olga Cossettini 240, Piso 4 (C1107CDA)
Buenos Aires
Tel: 4329-9400 Fax:4393-0157
TERMOELECTRICA JOSE DE SAN MARTIN S.A.
Av. Elvira Rawson de Dellepiane 150 Piso 9ª
(C1107ABG)
Buenos Aires
Tel: 4117-1000
ENERGIA DEL SUR S.A. (76 MW)
Ruta 39 Km 12 - Ciudadela (9000)
Tel: (0297) - 4549044 / 45 / 46
www.energiadelsursa.com.ar
TERMOANDES S.A. (632 MW)
Olga Cossettini 771, Piso 1°B (C1107AAF)
Buenos Aires
Tel: 4000-1330 Fax: 4000-1340
www.aes.com ó www.termoandes.com.ar
SIDERCA SAIC (163 MW)
Dr. Simini 252 (2915)
Campana - Pcia. Buenos Aires
Tel: (03489) 433723 - Fax: (03489) 433689
PLUSPETROL ENERGY S.A. (828 MW)
Lima 342 (C1073AAG)
Buenos Aires
Tel: 4340-2222 - Fax: 4340-2215
www.pluspetrol.net
PLUSPETROL S.A. (232 MW)
Lima 342 (C1073AAG)
Buenos Aires
Tel: 4340-2222 - Fax: 4340-2215
www.pluspetrol.net
PETROBRAS ENERGIA S.A. (959 MW)
Maipú 1, piso 11 (C1084ABA)
Buenos Aires
Tel: 4344-6000 - Fax: 4344-6289
www.petrobraselectricidad.com
GENERACION MEDITERRANEA S.A. (68 MW)
M.T. de Alvear 30 piso 1 Of A (5000)
Río Cuarto - Córdoba
Tel/Fax: 0054 (0358) 464-0056
www.ctmm.com.ar
C.T. SORRENTO S.A. (217 MW)
José Hernández 898 (S2005OAB)
Rosario - Pcia. Santa Fe
Tel: (0341) 454-2300/50 - Fax: (0341) 454-2350
AES SAN NICOLAS S.A. (675 MW)
Alicia M. de Justo 270 2º Piso (C11007AAF)
Buenos Aires
Tel/Fax: 4000-2300
C.T. PATAGONICAS S.A. (118 MW)
Av. Córdoba 1351, Piso 3° (B1609DOG)
Buenos Aires
Tel: 5237-4020
C.T. NOA S.A. (141 MW)
Jujuy 2803 (T4002JOS)
San Miguel Tucumán - Pcia. Tucumán
Tel: (0381) 429-5500 - Fax: (0381) 429-5800
C.T. MENDOZA S.A. (508 MW)
Av. Tomas Edison 2701(C1104BAB)
Buenos Aires
Tel: 011-4317-5000
www.sadesrl.com.ar
C.T. GÜEMES S.A. (261 MW)
Of. Buenos Aires Juana Manso 205, 8° Piso (C1107CBE)
Buenos Aires
4311-6064/6066
www.ctg.com.ar
C.T. GÜEMES S.A. (261 MW)
Of. Salta Av. Reyes Católicos 1330 (A4408KRO)
Salta - Pcia. Salta
(0387) 439-2737 - Fax: (0387) 439-2671
www.ctg.com.ar
C.T. DOCK SUD S.A. (870 MW)
Debenedetti 1636 (B1871AAL)
Avellaneda - Pcia. Buenos Aires
4229-1000 - Fax: 4201-1137
www.cdssa.com.ar
C.T. DIQUE S.A. (55 MW)
Cno. Gral. Vergara y Calle 131 (B1925EJA)
Ensenada
(0221) 429-2371/6 - Fax: (0221) 429-2207
LA PLATA COGENERACION S.A. (128 MW)
Av. Tomás Edison 2701 (C1104BAB)
Buenos Aires
4317-5000 - Fax: 4317-5090
CENTRALES DE LA COSTA ATLANTICA S.A. (430 MW)
Calle 46 N° 561, piso 8 (B1900ATK)
La Plata - Pcia. Buenos Aires
(0221) 489-0509/17 - Tel/Fax: (0221) 423-2565
www.centralesdelacosta.com.ar
CENTRAL PUERTO S.A. (1777 MW)
Av. Tomás Edison 2701 (C1104BAB)
Buenos Aires
4317-5000 - Fax: 4317-5090
www.centralpuerto.com
CENTRAL PIEDRA BUENA S.A. (620 MW)
Av. Juana Manso 205 8º Piso (C1107CBE)
Buenos Aires
Tel: 4875-1700 - Fax: 4875-1710
www.cpb.com.ar
ENDESA COSTANERA S.A. (2304 MW)
Av. España 3301 (C1107ANA)
Buenos Aires
4307-3040 - Fax: 4307-1707
www.endesacostanera.com
CAPEX S.A. (661 MW)
Carlos F. Melo 634 (C1638CHB)
Vicente López - Pcia. Buenos Aires
4796-6000 - Fax: 4796-6041
www.capex.com.ar
AES PARANA S.A (845 MW)
A. M. de Justo 270, Dock 7, Piso 2º (C1007AAV)
Buenos Aires
Tel: 4000-2317 - Fax: 4000-2319
PAMPA ENERGÍA SA (375 MW)
Bouchard 547, piso 26 (C1106ABG)
Buenos Aires
Tel: 4510-9504 - Fax: 4510-9555
EMDERSA Generación Salta S.A.
Paraguay 1178, Piso 12º
(C1057AAR)
Buenos Aires - Argentina
Tel/Fax: (54-11) 4816-7270
Barbados
The Barbados Light & Power Co. Ltd
The Garrison, St. Michael, Barbados, W.I.
(246) 430-4300
http://www.blpc.com.bb
Bolivia
Ministerio de Hidrocarburos y Electricidad
Edif. Centro de Comunicaciones Piso 12 y 13, Av.Santa Cruz esq. C.Oruro
La Paz - Bolivia
Telef. (591)2-2374050 al 53
http://www.hidrocarburos.gov.bo
Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC)
Calle Colombia #713
La Paz - Bolivia
Telef. (591-4) 425-9513
http://www.cndc.bo
Transportadora de Electricidad S.A. Calle Colombia O-0655
Cochabamba - Bolivia
Telef. (591)(4) 425-9500
http://www.tde.com.bo
Empresa Nacional de Electricidad - ENDE
Av. Ballivián 503. Edif. Colón, piso 6
Cochabamba - Bolivia
Telf: (591-4) 452 0317
Fax: (591-4) 452 0318
Empresa Eléctrica Corani S.A. – CORANI
Av. Oquendo, Torres Soffer, piso 9
Cochabamba - Bolivia
Telf: (591-4) 452 0317
Fax: (591-4) 411 5192
Empresa Eléctrica Valle Hermoso S.A. - EVH
Calle Tarija Nº 1425
Cochabamba - Bolivia
Telf: (591-4) 424 0544
Fax: (591-4) 428 6600
Hidroeléctrica Boliviana S.A. - HB
Av. Fuerza Naval Nº 22
La Paz - Bolivia
Telf: (591-2) 277 0765
Fax: (591-2) 277 0933
Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A. - COBEE
Av. Hernando Siles Nº 5635, Obrajes
La Paz - Bolivia
Telf: (591-2) 278 5804
Fax: (591-2) 278 5920
Empresa Eléctrica Guaracachi S.A. - EGSA
Av. Brasil final s/n
Santa Cruz - Bolivia
Telf: (591-3) 346 4632
Fax: (591-3) 346 5888
http://www.celepsa.com
Brasil
Agencia Nacional de Energía Electrica
Setor de Grandes Áreas Isoladas Norte (SGAN)
Quadra 603, módulo I - J, 1º andar 70830-030
Brasília – DF Brazil
Telef. (61)2192 8600
http://www.aneel.gov.br
Centro de Pesquisas de Energía Eléctrica
Avenida Horácio Macedo, 354- Cidade Universitária - Ilha do Fundao
Rio de Janeiro - RJ - Brasil - Cep 21941-911
Telef. (21)2598-6473
http://www.cepel.br
Operador Nacional del Sistema Eléctrico
Rua da Quitanda 196 - Centro 20091-005
Rio de Janeiro – RJ - Brasil
Telef. (21) 2203-9400
http://www.ons.org.br
Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
Alameda Santos, 745 - 9º piso Cerqueira César
São Paulo - SP - Brasil
Telef. (55) 0800 10 00 08
http://www.ccee.org.br
Comissão Nacional de Energía Nuclear (CNEN)
Rua Gal Severiano,90,
CEP 22290-901
Rio de Janeiro - Brasil
Telef. (21)2173-2000 / 2173-20001
http://www.cnen.gov.br
Associação Brasileira das Empresas Generadoras de Energía Eléctrica (ABRAGE)
Rua Alvarenga Peixoto,1408 Sala 906; Santo Angostinho,
Belo Horizonte,MG, CEP(30180 121)
Telef. (31) 3296-4805
http://www.abrage.com.br
AES ELETROPAULO - Eletropaulo Metropolitana de Eletricidade de São Paulo S.A.
Rua Lourenço Marques, 158 - 14º, - Vila Olímpia
CEP:04457-100
São Paulo - SP
Telef . 55-11-21952000
http://www.eletropaulo.com.br
CEAL - Cia. Energética de Alagoas
Av. Fernandes Lima, 3349 – Km 6 – Farol
CEP: 57057-900
Maceió - AL
http://www.ceal.com.br
CEB - Cia. Energética de Brasília
SGAS – Quadra 904 – Bloco D – Sala 2
CEP: 70300-905
Brasília - DF
http://www.ceb.com.br
CEEE - Cia. Estadual de Energia Elétrica
Av. Joaquim Porto Villanova 201 - Prédio C - Sala 712 – Jardim Carvalho
CEP: 91410-400
Porto Alegre - RS
http://www.ceee.com.br
CELESC - Centrais Elétricas de Santa Catarina
Avenida Itamarati, 160 – Itacorubi
CEP: 88034-900
Florianópolis - SC
http://www.celesc.com.br
Cia. Energética de Goiás - CELG
Rua 2, Quadra A37 – Ed. Gileno Godóy – Jardim Goiás
CEP: 74805-180
Goiânia - GO
http://www.celg.com.br
CELPA - Centrais Elétricas do Pará
Rodovia Augusto Montenegro, Km 8,5
CEP: 66823-010
Belém - PA
http://www.redecelpa.com.br
CELPE - Companhia Energética de Pernambuco
Av. João de Barros, 111
CEP: 50050-902
Recife - PE
http://www.celpe.com.br
CEMIG - Cia. Energética de Minas Gerais
Av. Barbacena 1200 – 18ºandar – Santo Agostinho
CEP: 30123-970
Belo Horizonte - MG
Telef. 0800 7238 007
http://www.cemig.com.br
CERON - Centrais Elétricas de Rondônia
Endereço: Av. José de Alencar 2613 – Centro
CEP: 78916-200
Porto Velho - RO
http://www.ceron.com.br
CESP - Companhia Energética de São Paulo
Av. Nossa Senhora do Sabará, 5312 – Escritório 34 – Pedreira
CEP: 04447-011
São Paulo - SP- Brasil
Telef. (011) 5613-2100
http://www.cesp.com.br
CHESF - Cia. Hidro Elétrica do São Francisco
Rua Delmiro Gouveia, 333 – Bongi – Edifício André Falcão
CEP: 50761-901
Telef. (81) 3229.2000
Recife - PE - Brasil
http://www.chesf.gov.br
COELBA - Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia
Av. Edgar Santos # 300, Bloco A, 2 andar, Cabula VI.
Salvador - Bahia
Telef. 55-71-33705500, 55 - 71 - 33705501
http://www.coelba.com.br
COELCE - Cia. Energética do Ceará
Av. Barão de Studart, 2917 – Aldeota
CEP: 60127-900
Fortaleza - CE
http://www.coelce.com.br
ELETROBRÁS - Centrais Elétricas Brasileiras S.A.
Av. Presidente Vargas, 409 – 13º andar
CEP: 20071-003
Rio de Janeiro - RJ
Telef. (21) 2514-5151
http://www.eletrobras.com
ELETRONORTE - Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A.
SCN – Q/ 6 – Conj. A – Bl : B/C Super Center Venâncio 3000 – Asa Norte
CEP: 70718-900
Brasília - DF
http://www.eln.gov.br
ELETRONUCLEAR - Eletrobrás Termonuclear S.A.
Rua da Candelária, 65 – 10º andar – Centro
CEP: 20091-020
Rio de Janeiro - RJ
http://www.eletronuclear.gov.br
FURNAS Centrais Elétricas S.A.
Rua Real Grandeza, 219 – 16ºandar – Bloco A – Botafogo
CEP: 22283-900
Rio de Janeiro - RJ
http://www.furnas.com.br
Light Serviços de Eletricidade S.A.
Av. Marechal Floriano # 168,
Rio de Janeiro
Telef. 55-21-22117171
http://www.light.com.br/web/tehome_distribuidora.asp
ITAIPU Binacional
Rua Comendador Araujo, 551 – Centro
CEP: 80420-000
Curitiba - PR
http://www.itaipu.gov.br
RGE - Rio Grande Energia
Rua Mario de Boni, 54
CEP: 95012-580
Caxias do Sul - RS
http://www.rge-rs.com.br
Companhia Energética do Rio Grande do Norte
Rua Mermoz # 150, Baldo, Natal
Telef 55-84-32156100 / 55 - 84 - 32156104
http://www.cosern.com.br
Companhia Paranaense de Energia Elétrica
Rua Coronel Dulcidio # 800, Curitiba - Paraná
Telef. 55-41-33223535
http://www.copel.com
TRACTEBEL Energia S.A.
Rua Antonio Dib Mussi, 366 – Centro
CEP: 88015-110
Florianópolis - SC
Telef. 55- 48-32217000 / 55 - 11 - 32018700
http://www.tractebelenergia.com.br
Usina Termelétrica Norte Fluminense S.A. -UTE NORTE FLUMINENSE
Avenida Almirante Barroso, 52 - 7º andar
CEP: 20031-000
Rio de Janeiro - RJ
http://www.utenortefluminense.com.br/
Companhia de Transmissão de Energía Elétrica Paulista
Rua Casa do Ator # 1155 - Vila Olímpia, Sao Paulo
Telef. 55-11-31387000 / 55 - 11 - 31387409
http://www.isacteep.com.br
REDE Empresas de Energia Elétrica S.A
Avenida Paulista # 2439 - 5º Andar Cerqueira César,
Sao Paulo
Telef. 55-11-30662000
http://www.gruporede.com.br
Colombia
Ministerio de Energia y Minas
Calle 43 No 57 - 31 CAN, Bogota
Telef. 571 2201321/2
http://www.minminas.gov.co/minminas/
Unidad de Planeación Minero Enérgetico - UPME
Carrera 50 26 - 20.
Bogotá- Colombia
Telef. 2220601
Empresa de Energia de Arauca Enelar E.S.P.
Edificio Principal, Carrera 22 # 22-46, Barrio 7 Agosto,
Arauca - Colombia
57-7-8852495
http://www.enelar.com.co
Empresa de Energía de Bogotá S.A. ESP
Of. Principal Carrera 9a. No. 73-44 Piso 6, Bogotá
(571) 3268000
http://www.eeb.com.co
Centrales Electricas De Nariño S.A. E.S.P.
Calle 20 # 36-12 Avenida de los Estudiantes,
Pasto - Nariño - Colombia
57-2-7312288
http://www.cedenar.com.co
Central Hidroeléctrica de Caldas S.A.
Estación Autopista el Cafñe,
Manizales - Colombia
Telf. 57-6-8899000
http://www.chec.com.co/
Colombia
CORELCA S.A E.S.P Carrera 55 No. 72 - 109, Piso 9,
Barranquilla - Colombia
PBX: (0X5) 3303000 - Fax: (0X5) 3303011
http://www.corelca.gov.co
Gecelca S.A. E.S.P. Carrera 55 #72-109, Piso 9,
Barranquilla - Colombia
Telef. 57-5-3303000
http://www.gecelca.com.co/
Gestión Energética S.A. E.S.P.
Carrera 23 # 64B-33, Torre Gensa,
Manizales - Colombia
Telef. 57-68-8756262
http://www.gensa.com.co
Electrificadora del Meta S.A.-EMSA
Sede Principal: Barzal Alto Vía la Azotea.
Departamento del Meta - Colombia
Telef. (57-8) 661 4000
http://www.emsa-esp.com.co
Comisión de Regulación de Energía y Gas
Av.Calle 116 No.7-15, Edificio Cusezar Int.2 Of.901,
Bogotá - Colombia
Telef. (571) 6032020
http://www.creg.gov.co
AES CHIVOR & CIA S.C.A. E.S.P.
Empresa de Generación y Comercialización de Energía
Dirección: Calle 100 No. 19-56; Oficina 901 - Edificio Prime Tower
Bogotá - Colombia
http://www.aes.com
PBX: (+571) 594-1400 (+571) 407-9555
FAX: (+571) 594-1394
Centrales Eléctricas de Nariño S.A. "E.S.P." - CEDENAR
Empresa de Generación, Comercialización y Distribución
Avenida Los Estudiantes
Calle 20 36-12 - Pasto
Conmutador PBX: 7312288
http://www.cedenar.com.co
Centrales Eléctricas del Norte de Santander S.A. "E.S.P." - CENS
Empresa de Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización.
Avenida Aeropuerto 5N- 220 Barrio Sevilla
Cúcuta, Norte de Santander, Colombia
PBX 5824444 - FAX 5780990
http://www.cens.com.co/
Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. "E.S.P." - CHEC
Empresa de Generación, Distribución y Comercialización.
CHEC Estación Uribe - Autopista del Café
Manizales - Caldas - Colombias
PBX. 57 (+6) 8899000 FAX. 8898029 - Línea Gratuita- 018000-912432
http://www.chec.com.co
Empresas Públicas de Medellín "E.S.P." - E
Empresa de Generación, Distribución y Comercialización.
Carrera 58 No. 42 - 125
Medellín Colombia
Telefono 4444 115 Medellin
http://www.eeppm.com
Electrificadora de Santander S.A. "E.S.P." - ESSA
Empresa de Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización.
Calle 19 No. 24-56
Bucaramanga Colombia
http://www.essa.com.co
GECELCA S.A. "E.S.P."
Empresa de Generación y Comercialización
Carrera 55 No. 72-109 Piso 9
Barranquilla Colombia
PBX: (57-5) 3303000 FAX: (57-5) 3303011
ISAGEN S.A. "E.S.P."
Empresa de Generación y Comercialización.
Av. El Poblado, Carrera 43 A No. 11 A 80 A.A. 8762
Medellín Colombia
http://www.isagen.com.co/
Telefono (4) 444 00 57
Emgesa S.A. E.S.P
Dirección: Carrera 11 # 82-76, piso 3
Bogotá D.C. Colombia
Teléfono Sede 57 - 1 - 2190426 / 2190330
Fax 57-1-6364253/6364495
Sitio Web: http://www.emgesa.com.co
Email General: [email protected]
TERMOTASA
JERO S.A. "E.S.P."
Carrera 13 No. 93-19
Bogotá, D.C. Colombia
E-Mail: [email protected]
Telefono: 6383240
Fax: 6383262
EMPRESA URRA S.A. E.S.P.
Empresa de Generación y Comercialización de Energía
Dirección: Cerrera 2 No. 48-08 - Montería, Cordoba - Colombia
Teléfonos (4) 7851475 – (4) 7851476 – (4)7851478 Fax: (4)7850259
http://www.urra.com.co
Costa Rica
Instituto Costarricense de Electricidad
Edificio Tite, Sabana Norte, costado este del Edificio ICE,
25 este de Subway, en planta baja.
San José - Costa Rica
Telef. 800-878-2746 / 2220-7545
https://www.grupoice.com
Dirección Sectorial de Energía (DSE)
Edif.de Oficinas Centrales del Ministerio del Ambiente y Energía
calle 25,Av.8 y 10,
San José - Costa Rica
Telef. (506)2257-3662
http://www.dse.go.cr
Cuba
Inspección Estatal Energética
Ministerio de Economía y Planificación, 20 de Mayo e/Ayestaran y Territorial, Plaza de la Revolución,
Zona Postal 10600, Ciudad de la Habana, Cuba
Telef. (537) - 8815054
http://www.energia.inf.cu/iee-mep
Agencia de Energía Nuclear y Tecnologías de Avanzada - AENTA
Calle 20 # 4115 e/18-A y 47, Playa, Ciudad de la Habana
Telef. (537) - 2022524
http://www.aen.cu
Cubaenergía
Calle 20 #4111 e/ 18a y 47, Miramar, Playa,
Ciudad de La Habana - Cuba
Telef. (537) - 2096691 / (537) - 2041188
http://www.cubaenergia.cu
Red del Sistema Nacional de Información de la Energía, REDENERG. SNIE
Calle 20 # 4111, entre 18ª y 47, Miramar,
Ciudad de la Habana, Cuba.
Telef. (537) - 209-6691 / (537) - 205-9948
http://www.energia.inf.cu
RedSolar - Cuba
Telef. (537) 24-3117
fax (537) 24-1732
http://www.cubasolar.cu
Chile
Comisión Nacional de Energía
Teatinos 120 7° Piso, Segundo Hall, Santiago de Chile
Telef. 562-365 6800
http://www.cne.cl
Superintendencia de Electricidad y Combustibles
Avenida Libertador Bernardo O´Higgings No.- 1465, Santiago de Chile
Telef. 600 -6000732
http://www.sec.cl
Aporte Potencial de: Energías Renovables No Convencionales y Eficiencia
Energética a la Matriz Eléctrica (Programa Chile Sustentable)
Seminario 774, Ñuñoa, Santiago de Chile
Telef. (562) - 2097028 / (562) - 3640472
http://www.chilesustentable.net
Centro de Despacho Económico de Craga-Sistema Interconectado Central CDEC-SIC
Teatinos 280, Piso 6, Santiago de Chile
Telef. (562) 4246300 / fax (562) 4246301
https://www.cdec-sic.cl
Comisión Chilena de Energía Nuclear CCHEN
Amunátegui 95, Santiago Centro, Santiago, Chile
Telef. (562) 4702500 / fax (562) 470 2570
http://www.cchen.cl
Compañía General Eléctrica CGE
Teatinos 280. Santiago. Chile
Telef. (562) 6807000 / fax (562) 6807104
http://www.cge.cl
Copec
Agustinas 1382, Santiago
Telef. (562) 6907000
http://www.copec.cl
Electricidad Interamericana (Informativo Energético de Chile)
Av. del Cóndor 844, OF.205, Huechuraba - Santiago de Chile
Telef. (562) 7574200 / fax (562) 7574201
http://www.revistaei.cl
Empresa Nacional del Petróleo ENAP
Av. Vitacura 2736, piso 10, Las Condes, Santiago de Chile
Telef. 562) 2803000 / fax (562) 2803199
http://www.enap.cl
Programa País Eficiencia Energética PPEE
Miraflores 222 piso 10, Santiago, Chile
Telef. (562) 3673700 / fax (562) 3673743
http://www.ppee.cl
ENDESA
76 Santa Rosa - Santiago - Chile
Teléfono : +56 2 630 9000
Fax : +56 2 635 4720
Internet : http://www.endesachile.cl
ENERSIS
Santo Domingo 789 Santiago Chile - Chile
Internet : http://www.enersis.com
tel. 562 688-6840
CHILECTRA
Dirección: Santa Rosa # 76
Teléfono: 56-2-6322000
Santiago - Estado: Región Metropolitana - Chile
Sitio Web: http://www.chilectra.cl/
COLBUN S.A.
Central Hidroeléctrica Colbún
AV. Apoquindo 4775 - Las Condes
San Clemente, VII Región
Santiago de Chile - Chile
Compañia General de Electricidad - CGE
Teatinos 280. Santiago. Chile.
Fono: 56 (2) 680 7000 Fax: 56 (2) 680 7104
http://www.cge.cl
Ecuador
Ministro de Electricidad y Energía Renovable
Eloy Alfaro N29-50 Quito - Ecuador
Telef. (593)(02) 3976-000
http://www.mer.gov.ec
Centro Nacional de Control de Energia (CENACE)
Av. 12 de Oct. N24-562 y Cordero.
Quito-Ecuador
Telef. 2992016
www.cenace.org.ec
Corporación Nacional Eléctrica
Av. 9 de Oct. 1911 y Los Rios. Guayaquil-Ecuador
Telef. 593 42 451134
www.eemca.com.ec
Consejo Nacional de Electricidad CONELEC
Av. Naciones Unidas E7-71 y Av. De Los Shyris
Quito - Ecuador
(593) 22 268 744 / (593) 22 268 746 / Fax (593) 22 268 737
http://www.conelec.gov.ec
ELECTROQUIL
Km. 19 vía a la Costa
Guayaquil - Ecuador
Teléfono: 042 871-006 / 871-910
Fax: 042 871-909
ELECTROGENERADORA DEL AUSTRO S.A. (ELECAUSTRO)
Av- 12 de Abril y José Peralta - Ed. Paseo del Puente
Cuenca - Ecuador
Telefono: 074 091-164 / 091-126
Fax: 074 091-156
http://www.elecaustro.gov.ec
HIDRONACIÓN
Carchi 704 y 9 de Octubre, Ed. Salco PB
Guayaquil - Ecuador
Teléfono: 042 393-918
Fax: 042 391-519 / 396-112
http://www.hidronacion.org
ECOELECTRIC S.A.
Av. Joaquín Orrantia y Av. Juan Tanca Marengo Edificio Executive Center, piso 8 (PH)
Guayaquil - Ecuador
Teléfono: 042 691-660 ext. 2171
Fax: 042 691-660
http://www.consorcionobis.com.ec
CORPORACIÓN ELÉCTRICA DEL ECUADOR - CELEC
Panamericana Norte Km. 7
Cuenca - Ecuador
Teléfono: 072 875191 ext. 1000
Fax: 072 875556
http://www.celec.com.ec
HIDROPAUTE
Panamericana Norte Km. 7
Cuenca - Ecuador
Teléfono: 072 875-559 / 875-191
Fax: 072 875-556
http://www.hidropaute.com/
TERMOESMERALDAS
Dirección: Km. 7 1/2 vía Atacames
Esmeraldas - Ecuador
Teléfono: 062 700-220 / 700-216 / 700-217
Fax: 062 701-402
http://www.termoesmeraldas.net/
TERMOPICHINCHA
Av. 6 de Diciembre N26-235 y Orellana Ed.Transelectric 4to piso
Quito - Ecuador
Teléfono: 022 559-007 / 563-300 / 520-482
Fax: 022 520-387 / 234-153
http://www.termopichincha.com.ec
ELECTROGUAYAS
Km. 7 1/2 Via a la Costa (entrada Duragas)
Guayaquil - Ecuador
Teléfono: 042 870771 / 871-485 / 870-771
Fax: 042 870-000
http://www.electroguayas.com.ec
HIDROAGOYÁN
Sucre 459 y Castillo Edif. Hidroagoyan 2do. Piso
Provincia de Tungurahua, República del Ecuador.
Teléfono: 593 32 740999 / 593 32 742272
http://www.hidroagoyan.com/
GENERADORA HIDROELÉCTRICA ENERJUBONES
Av. 24 de mayo 10-87, Edificio "Portales del Río, Bloque B, 2da. Planta
Cuenca Azuay - Ecuador
Teléfono: 072 887-006 / 882-907
Fax: 072 887-006 ext. 5
http://www.enerjubones.com
MACHALA POWER
Avenida 12 de Octubre N24-593 y Francisco Salazar; Edificio Plaza 2000;Piso 14
Quito - Ecuador
Fax: 593 - 022 - 236320
TRANSELECTRIC S.A.
Av. 6 de Diciembre N26 - 235 y Orellana
Quito - Ecuador
Teléfono: 022 226-500 / 569-888 / 505-714
Fax: 022 231-346 / 543-755 / 520-387
http://www.transelectric.com.ec
El Salvador
Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones
Sexta Décima Calle Poniente Entre 35 y 33a Avenida Sur, No.1823,
Colonia Flor Blanca, San Salvador
Telef. (503)2257-4444
http://www.siget.gob.sv
Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa CEL
9a Calle Pte. No. 950 Entre 15 y 17 Av. Nte. Centro de Gobierno
Telef. (503) 2211- 6000
http://www.cel.gob.sv
Guatemala
Comisión Nacional de Energía Electrica
4ª. Avenida 15-70, zona 10 - Edificio Paladium, nivel 12,
Ciudad de Guatemala
Telef. (502) 2366 4218
http://www.cnee.gob.gt
Instituto Nacional de Electrificación
7a Avenida 2-29 zona 9,
Ciudad de Guatemala
Telef. (502) 2422-1800
http://www.inde.gob.gt
Dirección Nacional de Hidrocarburos
Diagonal 17 29-78 zona 11
Las Charcas - Guatemala
Telef. (502) 2419-6464
http://www.mem.gob.gt
Guyana
GUAYANA ENERGY AGENCY
295 Quamina Street, South Cummingsburg,
Georgetown - Guyana
P.O. Box 903
Telef. 592-226-6955, 227-3101/2
http://www.electricity.gov.gy
GUYANA POWER & LIGHT - GPL
40 Main Street, Georgetown
Phone : 592 226-2606
http://www.gplinc.com
Haití
Ministere de Travaux Publics, Transports et Communications
DELMAS 19, RUE NINA 14, PORT AU PRINCE
Telef. (509) 2462852 / (509) 2462853
www.mtptc.gouv.ht/
Honduras
Direccion General de Energía
Secretaria de Estado en los Despachos de Recursos Naturales y Ambiente
Apdo 1389, 4710 Tegucigalpa
Telef. 504 2357833
http://www.serna.gob.hn/comunidad/direcciones/dge/
Empresa Nacional de Energía Eléctrica
Edificio FACACH, 2do piso, Blv Morazán, Tegucigalpa.
Telef. (504) 238-6500, (504) 238-6501, (504) 238-6502, (504) 238-6503
http://www.enee.hn
Comisión Nacional de Energía
Colonia Lomas del Guijarro Sur, Calle Barcelona, Bloque O , Tegucigalpa, M.D.C.
Telef. (504) 2326057 / (504) 2398640
http://www.cne.gob.hn
México
COMISIÓN FEDERAL DE MEXICO
Dirección: Reforma 164 Col. Juárez México,
D.F. Ciudade de México
Telefono: 01800 2233071
http://www.cfe.gob.mx
Secretaría de Energía
Insurgentes Sur 890 Col. del Valle, Del. Benito Juárez,
C.P. 03100, México, D.F.
Telef. 52 (55) 5000 6000
http://www.sener.gob.mx/
Subsecretaría de Electricidad
Insurgentes Sur 890 Col. del Valle, Del. Benito Juárez,
C.P. 03100, México, D.F.
Telef. 52 (55) 5000 6001
http://www.sener.gob.mx/webSener/
Comisión federal de Energía Ródano #14 Col. Cuauhtemoc,
México, D.F.
Telef. 52-55-52294400
http://www.cfe.gob.mx
Comisión Federal de Electricidad (CFE)
Reforma No.164. 9no. piso.
Colonia Juarez - México D.F.
Telef. 5255536559
Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE)
Río Lerma 302 Col. Cuauhtémoc, Del. Cuauhtémoc,
C.P. 06500, México, D.F.
Telef. +52 (55) 3000 1000
http://www.conuee.gob.mx
Comisión Reguladora de Energía (CRE)
Av. Horacio 1750 Col. Los Morales Polanco Del. Miguel Hidalgo
México D.F. C.P. 11510
Telef. 5283 1515 y 1500
http://www.cre.gob.mx
Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica (FIDE)
Mariano Escobedo No 420, Col Anzures,
C.P. 11590, México D.F
Telef. 52543044
http://www.fide.org.mx
Instituto de Investigaciones Eléctricas
Calle Reforma 113, Col. Palmira, C.P. 62490
Cuernavaca, Morelos, México
Telef. (777) 3 62 38 11
http://iie.org.mx
México
Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares ININ
Carretera México-Toluca s/n, La Marquesa,
Ocoyoacac, México
Telef. (525) 553297200
http://www.inin.mx/
Nicaragua
Ministerio de Energia y Minas
Hospital Bautista 1C al Oeste, 1C al Norte
Telef. 280-9500
http://www.mem.gob.ni
Instituto Nicaragüense de Energìa
Edificio Petronic 1er. piso,
Managua, Nicaragua.
Apartado postal: 3226
Telef. 228 5055
http://www.ine.gob.ni
Panamá
Ministerio de Economía y Finazas
Ave Perú, Antiguo Edificio de Hacienda y Tesoro
Telef. (+507) 507-7000 (+507) 506-6600
http://www.mef.gob.pa
Secretaría de Energía Vía Ricardo J. Alfaro, Plaza Edison, Piso 13,
Panamá, República de Panamá
Telef. (507) 512-0250
http://www.energia.gob.pa
Autoridad Nacional de Servicios Públicos
Vía España, Edificio Office Park,
Ciudad de Panamá
Telef. (507) - 508-4500
http://www.asep.gob.pa
AES Panamá (Bayano, La Estrella y Los Valles, Estí)
http://www.aespanama.com
http://www.aes.com
EMPRESA DE GENERACION ELECTRICA FORTUNA
Torre Generali, Piso 21
Ave. Samuel Lewis, Urbanización Obarrio
Tel.: 206-1800
Fax: 206-1821
www.fortuna.com.pa
Perú
Ministerio de Energia y Minas
Av. Las Artes Sur 260 San Borja - Lima
Telef. 511 6188700 / 2244301 / 2244441
http://www.minem.gob.pe
webmaster@mìnem.gob.pe
Direccion General de Electricidad
Av. Las Artes Sur 260 San Borja - Lima
Telef. 511 6188700 / 4750065 / 4750177
http://www.minem.gob.pe/electricidad/inicio_presen_dge.asp
Electroperu
Av. Prolongación Pedro Miotta 421, San Juan de Miraflores.
LIMA 29 - PERU
Telef. (051-1) 217-0600 / 276-0703
http://www.electroperu.com.pe
Organismo Supervisor de Inversión en Energía y Minería
Bernardo Monteagudo 222 - Magdalena del Mar, Lima
Telef. (051-1) 219-3410 / 219-3411 / 219-3400
http://www.osinerg.gob.pe
Adinelsa Empresa de Administración de Infraestructura Eléctrica
Av. Prolongación Pedro Miotta Nº 421 San Juan de Miraflores – LIMA
Telef. (0511) – 217-2000 Fax 466-6666
http://www.adinelsa.com.pe
COMPAÑIA ELECTRICA EL PLATANAL S.A.
Dirección Av. Carlos Villaran Nro. 514 - La Victoria
Lima - PERÚ
Telefonos: 6192800 / 6192882
http://www.celepsa.com
DUKE ENERGY EGENOR S. EN C. POR A.
Av. Pardo Y Aliaga 699, Piso 4
San Isidro, Lima, Lima 27, Peru
http://www.duke-energy.com.pe
Teléfono: (511) 615 4600
Fax : (511) 615 4712
EDEGEL S.A.A.
Empresa de Generación Eléctrica de Lima
Dirección: Av. Victor Andres Belaunde # 147, piso 7, Torre Real # 4
San Isidro - Lima - PERU
Teléfono: 51-1-2156300, 51 - 1 - 215 6291
Código postal: 27
Web: http://www.edegel.com/
Email General: [email protected]
ENERSUR S.A.
Dirección: Av. República de Panamá # 3490
Teléfono: 51-1-6167979, 51 - 53 - 8884030
San Isidro - Lima - Perú
Código postal: 27
Web: http://www.enersur.com.pe/
Email General: [email protected]
EMPRESA DE ELECTRICIDAD DEL PERÚ S.A. - ELECTROPERU
Dirección:Av. Prolongación Pedro Miotta 421
SAN JUAN DE MIRAFLORES - LIMA
Teléfono: 2170600
Fax: 2170747
Página Web: www.electroperu.com.pe
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CAHUA S.A.
Av. Camino Real 456 Torre Real Piso 7 San Isidro
Lima - PERU
Av. Víctor Andrés Belaúnde 280, Piso 2 - San Isidro, Lima - Perú
T: (51-1) 700-8100 | F: (51-1) 422 0348
E-mail: [email protected]
Website: www.snpower.com.pe
www.snpower.no
www.cahua.com.pe/
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DE AREQUIPA S.A. - EGASA
Dirección: Pasaje Ripacha N° 101 - Chilina - AREQUIPA PERU
Teléfono: (51) (54) 241966
Fax: (51) (54) 219317
Página Web: www.egasa.com.pe
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA MACHUPICCHU S.A.
Av. Machupicchu S/N - Central Térmica Dolorespata
Cuso - PERU
Teléfono 051-84-232930
Fax: 051-84-234305
www.egemsa.com.pe
EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA SAN GABÁN S.A.
Jr. Acora 268 - PUNO - PERU
Teléfono: (5151) 36-4401
Fax: (5151) 36-5782
Página Web: www.sangaban.com.pe
EMPRESA ELÉCTRICA DE PIURA S.A. - EEP S.A
Dirección: Car. Talara-lobitos Nro. 3.5 Planta Electrica Malacas
Pariñas - Talara - Piura
PERU
Telefonos: 384131 / 383051 / 2227200 / 381473
KALLPA GENERACIÓN S.A.
Av. Víctor Andrés Belaunde 147 Torre Real 5 piso 11 F (+511) 706-7801
Lima 27 - PERU
Telefono 1 (+511) 706-7876
www.kallpageneracion.com.pe
SHOUGANG GENERACIÓN ELÉCTRICA S.A.A.
Centro Minero Shougang Nro. 56 Zona M-14
Marcona - Nazca
Ica - PERU
Telefonos: 525678 / 525072 / 525891
TERMOSELVA S.R.L.
Av. Víctor A. Belaunde 147 Vía Principal 123
Edificio Real Uno Oficina 802
San Isidro, Lima 27 - Perú
Teléfono: (511) 611-5000
Fax: (511) 611-5016
http://www.aguaytia.com/
Paraguay
Administración Nacional de Electricidad - ANDE
Direccion: Avenida. España 1268 casi Padre Cardozo
Asunción - Paraguay
Telefono : 591- 21 -2006513 / 591 - 21-525 400
http://www.ande.gov.py/
ITAIPU - BINACIONAL
Escritório Foz do Iguaçu
Av. Silvio A. Sasdelli, s/n." Vita A
85866-900 Foz do Iguaçu PR Brasil
Tel. (45)3520-5313 Fax (45) 3520-5346
www.itaipu.gov.br
Sede Asunción
Calle de la Residenta. 1075
Casilla Postal CC-6919-ASU
Asunción, Paraguay
Tel. (0059 521)248-1000
Fax (0059 521) 248-166
República Dominicana
Comisión Nacional de Energía
Gustavo Mejía Ricart No. 73 esquina Agustín Lara,
3er. piso, ens. Serralles,
Santo Domingo - República Dominicana
Telef. (809) 732-2000
http://www.cne.gov.do
Superintendencia de Electricidad
Av I Aguilar 10, Santo Domingo - República Dominicana
Telef. (809) 683-2500
http://www.sie.gov.do
Instituto Nacional de Recursos Hídricos
Av. Jiménez Moya, Centro de los Héroes,
Santo. Domingo - República Dominicana
Telef. (809)-532-3271
http://www.indrhi.gov.do
Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Interconectado
de la República Dominicana
Calle 3 #3, Arroyo Hondo Primero,
Santo Domingo, D.N. - República Dominicana
Telef. (809) 7329330
http://www.oc.org.do
Trinidad & Tobago
Ministry of Energy and Energy Industries
Tower C, Internationa Waterfront Complex #1 Wrightson Rd, Port of Spain
Phone: 1 868 6236708
http://www.energy.gov.tt
The Trinidad and Tobago Electricity Commission
63 Frederick Street, Port of Spain
Phone: (868) 623-2611/6291
http://www.ttec.co.tt
Uruguay
MINISTERIO DE INDUSTRIA, ENERGIA Y MINERIA
Rincon N° 747, Montevideo - Uruguay
Telef. 598 2 9002600 / 9022289 / 9021298
http://www.miem.gub.uy
Dirección Nacional de Energía y Tecnología Nuclear
Mercedes 1041, Piso 2 ,11100
Montevideo - Uruguay
Telef. 598 2 9085929
http://www.miem.gub.uy/portal
Administración de Usinas y Trasmisiones Eléctricas
Mercedes 1041 ,11100
Montevideo - Uruguay
Telef. 599 2 9085929
http://www.ute.com.uy
Administración del Mercado Eléctrico
Yaguaron 14-07 Of. 809
Montevideo - Uruguay
Telef. (598) (02) 901 1630
http://www.adme.com.uy
Administrador Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland ANCAP
Paysandú Avda. del Libertador
Montevideo - Uruguay
Telef. (598) 21931 / Fax 9021136
http://www.ancap.com.uy
Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua URSEA
Yaguarón 1407 - Oficina 811
Montevideo - Uruguay
Telef. (598) 29082221 / fax (598) 2 900 87 95
http://www.ursea.gub.uy
Venezuela
Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo
Edificio Petróleos De Venezuela,
Av. Libertador, Torre Oeste,Urb. La Campiña, Caracas
Telef. 58 212 7087182 / 7087183
http://www.menpet.gob.ve
Dirección General de Energía Eléctrica
Edificio Petróleos De Venezuela, Av. Libertador, Torre Oeste,
Urb. La Campiña, Caracas
Telef. 58 212 7087589
http://www.menpet.gob.ve/direcciones/dgee
Corporación Eléctrica Nacional
Edificio Petróleos De Venezuela, Av. Libertador, Torre Oeste,
Urb. La Campiña, Caracas
Telef. 58 212 7087182 / 7087183
http://www.menpet.gob.ve
Oficina de Operación de Sistemas Interconectados
Edificio Centro Eléctrico Nacional, Av. Lic. Sanz,
Urb. El Marqués, Municipio Sucre, Edo. Miranda.
Telef. (58.212) 280.8111 / 8665 / 8668.
http://www.opsis.org.ve/
CA Administración y Fomento Eléctrico-CADAFE
Edificio Centro Eléctrico Nacional
Av. Lic. Sanz, Urb. El Marqués, Municipio Sucre,
Edo. Miranda. Caracas
Telef. (58.212) 280.8111 / 8665 / 8668.
http://www.cadafe.gov.ve/
Cámara Venezolana de la Industria Eléctrica (CAVEINEL)
Av. Fco. de Miranda con calle Élice Torre Cémica, piso 5, Chacao
Caracas, Venezuela
Telef. (212) 264-1592 / 264-1840 / 264-0203 / 264-1466 / 264-1192
www.caveinel.org.ve
Comité de Electricidad, Electrónica y Telecomunicaciones (CODELECTRA)
Av. Sucre de los Dos Caminos, Centro Parque Boyacá,
Torre Centro, Piso 5, Ofic. 51. Caracas
Telef. 0212- 285-7774 / 2867 / 9458 /286- 4038
www.codelectra.org
C.A. de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE)
Av. Sanz, Ed. Centro Eléctrico Nacional, Urb. El Marqués, Caracas
Teléfono (212) 280.8111
Fax (212) 271.2924
http://www.cadafe.gov.ve
C.A. Energía Eléctrica de Venezuela (ENELVEN)
Av. 5 de Julio con Av.13-A, Maracaibo, Edo. Zulia
Teléfono (261) 797.9977
Fax (261) 797.0288/0298
http://www.enelven.com.ve
C.A. Energía Electrica de la Costa Oriental (ENELCO)
Av. Principal (Independencia)#111, Cabimas, Edo. Zulia
Teléfono (264) 705400/5401
Fax (264) 705108
http://www.enelco.com.ve
C.A. Energía Eléctrica de Barquisimeto (ENELBAR)
Av. Carabobo cruce Carrera 28, Ed. Energía Eléctrica, Barquisimeto, Edo. Lara
Teléfono: (251) 232.2577/2511
Fax: (251) 232.1316
http://www.enelbar.com.ve
C.A. Electricidad de Valencia (ELEVAL)
Av. Cedeño c/c Montes de Oca, Torre 4-Planta Baja.
Valencia- Edo. Carabobo - Venezuela
Teléfono (241) 850 0000 / (241) 850 5274
Fax (241) 850.5411
http://www.eleval.com
C.A. Electricidad de Ciudad Bolívar (ELEBOL)
Av. Orinoco 134, Ciudad Bolívar, Edo. Bolívar
Teléfono (285) 632.0020/21/22
Fax (285) 632.6420
http://www.ca-elebol.com/
Electrificación del Caroní, C.A. (EDELCA)
Av. La Estancia, Ed. Torre Las Mercedes, PH, Chuao, Caracas
Teléfono: (212) 950.2111
Fax: (212) 950.2414
http://www.edelca.com.ve
C.A. La Electricidad de Caracas
Av. Vollmer, Ed. Sede, San Bernardino, Caracas
Teléfono (212) 502.21.11
Fax (212) 576.49.31
http://www.laedc.com.ve
Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A. (SENECA)
Av. Principal de San Lorenzo, Municipio Maneiro, Isla de Margarita, Edo. Nueva Esparta
Teléfono (295) 260.1400 / Centro Atencion Telefonica: (295) 260.1666
Fax (295) 260.1619
http://www.seneca.com.ve
