UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN FACULTAD DE … · Sistemas de Generación Hidraúlica ......
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN FACULTAD DE INGENIERIA DE PRODUCCION Y SERVICIOS UNIDAD DE POSGRADO GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON PEQUEÑOS COMPLEJOS DE CENTRALES HIDRAULICAS UTILIZANDO TURBINAS LINEALES HORIZONTALES EN CANALES DE RIEGO HASTA 1 MW Tesis presentada por: Lishart Jaime, Salazar León Para optar el Grado Académico de Maestro en Ciencias con Mención en Gestión de la Energía AREQUIPA-PERU 2014
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN FACULTAD DE INGENIERIA DE PRODUCCION Y SERVICIOS
UNIDAD DE POSGRADO
GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON PEQUEÑOS COMPLEJOS DE CENTRALES HIDRAULICAS UTILIZANDO TURBINAS LINEALES HORIZONTALES EN CANALES DE
RIEGO HASTA 1 MW
Tesis presentada por: Lishart Jaime, Salazar León Para optar el Grado Académico de Maestro en Ciencias con Mención en Gestión de la Energía
AREQUIPA-PERU 2014
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EPIGRAFE “La disciplina es la parte más importante del éxito” Truman Capote Escritor y periodista Estadounidense (1924-1984).
3
DEDICATORIA A, Clarita Ghilda y Summy Irene mis hijas, Nora Magleni mi esposa por el apoyo, paciencia y comprensión incondicional, y a todos que han contribuido y participado en el desarrrollo del presente trabajo de investigación.
4
AGRADECIMIENTOS A, DIOS ser divino, por guiar mis pasos y darme salud. A, mi FAMILIA, por soportarme dia a dia y darme felicidad. A, CARELEC, por la oportunidad de superación otorgada a mi persona. A, mi ASESOR, Doctor Miguel Ocharán, por su apoyo incondicional. A, mi COORDINADOR, Doctor Edgar Cáceres, por su orientación y guía.
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RESUMEN
En el presente trabajo de investigación se determinara el potencial energético, la importancia y utilidad adicional a su función principal de los principales canales de riego existentes en el Perú, consistente en generar energía eléctrica utilizando turbinas horizontales o lineales en base a las longitudes y volumen de diseño de los canales. Se tiene singular importancia, debido a que teniendo la infraestructura de riego y siendo el agua un elemento principal de este sistema, es necesario obtener el mayor beneficio que pueda brindar este elemento, para aportar al sistema eléctrico nacional, mayor cantidad de energía proveniente de fuentes renovables, a partir de infraestructuras existentes como los canales aductores y la velocidad de agua con que fluyen en las mismas por razones de distribuir el agua a los puntos de riego. El agua que se usaría en estos complejos energéticos no se pierde en razón que son de pasada, manteniendo el suministro de agua para el riego con lo que permitiría el movimiento mecánico de las turbinas horizontales y con creatividad e innovación tecnológica, se puede generar de manera eficiente energía eléctrica. La meta consiste en obtener generación eléctrica que produzca una potencia hasta 1 MW pudiendo esta ser desde los 100 kW, en cada tramo del canal, obteniendo energía eléctrica a través de la generación hidráulica con turbinas lineales instalados en canales aductores de riego existentes, convirtiendo la entrada de energía cinética del agua en energía eléctrica a través del conjunto turbina generador en forma eficiente.
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ABSTRACT
In the present investigation the energy potential is determined, the importance
and added to the principal function of the main existing irrigation canals in Peru,
consisting in generating electricity using turbines horizontal or linear based on
the length and volume of utility channel design.
It is particularly important, because having irrigation infrastructure and water
being a major component of this system, it is necessary to obtain the greatest
benefit that can provide this element to contribute to the national grid, more
energy from sources renewable, from existing infrastructure such as canals and
adductor speed water flowing in them for reasons of distributing water to the
watering points.
The water would be used in these energy complex is not lost because you are
passing, keeping the water supply for irrigation and mechanical motion that
would allow horizontal turbines and creativity and technological innovation can
be generated efficiently electricity.
The goal is to generate electric power generation producing up to 1 MW can
this be from 100 kW in each section of the canal, getting electricity through
hydro generation with linear adductor turbines installed in existing irrigation
canals, making the input kinetic energy of water into electrical energy through
the turbine generator set efficiently.
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ÍNDICE GENERAL
RESUMEN ................................................................................................... 05
INDICE GENERAL ....................................................................................... 07
CAPÍTULO 1
INTRODUCCION
1.1 JUSTIFICACIÓN Y RELEVANCIA DEL ESTUDIO ............................... 13
1.2. DESCRIPCION DEL PROBLEMA ......................................................... 13
1.2.1. Enunciado del Problema .............................................................. 13
1.2.2. Formulación del problema ............................................................ 14
1.3. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN .................................................. 14
1.3.1. Objetivo general ........................................................................... 14
1.3.2. Objetivos específicos .................................................................. 15
1.4 VARIABLES ........................................................................................... 15
1.5. DELIMITACION DE LAS FRONTERAS DE ESTUDIO
Y JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN ........................................ 16
1.6. ALCANCES DE LA INVESTIGACIÓN ................................................... 16
1.7. LIMITACIONES DE LA INVESTIGACIÓN ............................................. 17
1.8. HIPOTESIS DE LA INVESTIGACIÓN ................................................... 17
1.9. PLANEAMIENTO METODOLÓGICO .................................................... 17
CAPÍTULO 2
MARCO TEORICO
2.1. INTRODUCCIÓN .................................................................................. 19
2.1. SISTEMA INVOLUCRADOS ................................................................. 19
2.2.1. Sistemas de irrigación con canales de riego ................................ 20
2.2.2. Sistemas de Generación Hidraúlica ............................................. 23
2.2.3. Evaluación de caudales hídricos en canales de riego.................. 34
2.2.4. Demanda energética .................................................................... 35
2.3. MARCO LEGAL .................................................................................... 37
2.3.1. Composición del sector ................................................................ 38
8
2.3.2. El mercado de energía eléctrica .................................................. 40
2.3.4. La oferta de energía eléctrica ...................................................... 41
2.3.5. Estructura del mercado de generación ........................................ 42
CAPÍTULO 3
GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
3.1. ASPECTOS GENERALES. .................................................................. 43
3.1.1. Antecedentes del sector eléctrico en el Perú ............................... 43
3.1.2. Problemática del Sector ............................................................... 46
3.1.3. Fuentes renovables ...................................................................... 51
3.1.4. Fuentes no renovables ................................................................. 52
3.1.5. Tipos de centrales ........................................................................ 53
3.2. ENERGÍA CINÉTICA DEL AGUA ......................................................... 54
3.2.1. La energía .................................................................................... 54
3.2.2. Energía del agua .......................................................................... 55
3.2.3. Generación de energía a través del agua ................................... 56
3.2.4. La energía hidroeléctrica ............................................................. 56
3.2.5. Ventajas y las desventajas de la energía hidroeléctrica .............. 56
3.2.6. Generación de la energía en una central hidroeléctrica .............. 57
3.2.7. Cantidad de energía electrica suministrada al mundo por las
plantas hidroeléctricas ............................................................... 58
3.2.8. Producción electricidad de mareas y de las olas ......................... 58
3.2.9. Es posible la producción de electricidad mediante el calor
almacenado en el agua ............................................................. 59
3.3. PRINCIPIO DE BERNOULLI ................................................................ 59
3.3.1. Aplicaciones del principio de Bernoulli ......................................... 59
3.4. MINICENTRALES HIDRÁULICAS ........................................................ 60
3.5. CLASIFICACIÓN DE LAS CENTRALES POR POTENCIA Y PRESA .. 65
3.5.1. Centrales de Agua Fluente: ........................................................ 65
3.5.2. Centrales de Agua Embalsada: .................................................. 66
3.5.3. Centrales de Regulación: ............................................................ 66
3.5.4. Centrales de Bombeo: ................................................................ 66
9
3.5.5. Centrales de Alta Presión: .......................................................... 67
3.5.6. Centrales de Media Presión: .................................................... 67
3.5.7. Centrales de Baja Presión: ......................................................... 67
CAPÍTULO 4
APLICACIÓN TÉCNICA DE IMPLEMENTACIÓN DE UNA CENTRAL
HIDRÁULICA ADAPTADAS A CANALES DE RIEGO
4.1. INTRODUCCIÓN .................................................................................. 68
4.2. APLICACIÓN TECNICA ........................................................................ 70
4.3. LA EXPERIENCIA DE ITDG-PERU ...................................................... 74
4.3.1. Actividades de desarrollo de turbinas de río en el Perú .............. 75
4.3.2. Experiencia de la comunidad El Paraíso. .................................... 75
4.3.3. La Turbina de Rio......................................................................... 78
4.3.4. La organización de la comunidad ................................................ 82
4.3.5. La capacitación en O&M .............................................................. 83
4.3.6. Los Impactos de la Población ...................................................... 84
CAPÍTULO 5
EVALUACION DEL POTENCIAL ENERGETICO DE LOS CANALES DE
RIEGO
5.1. INTRODUCCIÓN .................................................................................. 85
5.2. UBICACIÓN DEL PROYECTO ............................................................ 86
5.3. DISPONIBILIDAD DE LOS RECURSOS HÍDRICOS ............................ 87
5.3.1. Objetivos: .................................................................................... 87
5.3.2. Características de la Cuenca: ..................................................... 87
5.3.3. Métodos utilizados: ..................................................................... 90
5.3.4. Caudales obtenidos: ................................................................... 90
5.4. OBTENCIÓN DE LA ENERGÍA ............................................................. 91
5.4.1. Objetivos de la simulación de generación: .................................. 91
5.4.2. Caudal de diseño de la central: ................................................... 91
5.4.3. Potencial de generación: ............................................................. 92
5.5. RESULTADOS: ..................................................................................... 93
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CAPÍTULO 6
EVALUACION ECONOMICA
6.1. INTRODUCCIÓN .................................................................................. 94
6.2. MODELO DE ANÁLISIS DE INVERSIÓN ............................................ 94
6.3. COSTOS DEL PROYECTO ................................................................. 94
6.3.1. Costos de inversión: .................................................................... 95
6.3.2. Costos de operación y mantenimiento: ....................................... 96
6.4. BENEFICIOS DEL PROYECTO ........................................................... 97
6.4.1. Producción Energética del proyecto: ........................................... 98
6.4.2. Estrategias de comercialización: ................................................. 98
6.4.3. Precios del Mercado de Energía: ................................................ 99
6.4.4. Marco regulatorio aplicado a las PCHs. ...................................... 99
6.5. RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN ECONOMICA ........................... 99
6.6. RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN DEL POTENCIAL
ENERGÉTICO EN CANALES DE RIEGO A NIVEL NACIONAL .......... 101
6.7. ESQUEMA LEGAL ................................................................................ 102
6.6.1. Decreto Legislativo N° 1002: ....................................................... 103
6.6.2. Alcances del marco normativo: ................................................... 103
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.1. CONCLUSIONES: ................................................................................ 105
7.2. RECOMENDACIONES: ....................................................................... 110
7.3. BIBLIOGRAFIA ..................................................................................... 111
ANEXOS ..................................................................................................... 111
INDICE DE TABLAS .................................................................................... 113
INDICE DE GRAFICOS ............................................................................... 122
11
CAPÍTULO 1
INTRODUCCION
En el presente trabajo se hace un análisis introductorio de la evaluación del
Potencial Energético de los principales canales de irrigación en el país teniendo
en cuenta su caudal, longitud y volumen y que, actualmente, sus aguas no son
aprovechadas para la generación de energía eléctrica utilizando turbinas
adaptadas a estos canales o también denominados turbinas hidrocenéticas o
urbinas de rio.
La ingeniería hidráulica permite, en el diseño de un aprovechamiento de
pequeña hidráulica para generar energía eléctrica.
La turbina hidrocinética, es una turbina diseñada para generar electricidad,
utilizando solamente la energía cinética de la corriente de agua en los ríos.
El uso de la energía cinética de los ríos puede ser considerado una de las
principales formas inventadas por el hombre para transformar las fuerzas
naturales en trabajo mecánico.
Esta tecnología convencional para generar electricidad a partir de la
hidroenergía se realiza con el empleo de turbinas hidráulicas en donde el agua
es canalizada a través de diques y tuberías para poder usar la energía
potencial.
Este uso de la energía cinética es calificado como una alternativa o forma no
convencional para generar electricidad, que emplea una fuente renovable de
energía.
La mayoría de los principios de esta clase de turbinas son derivados de las
turbinas de viento porque su operación es similar.
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Proyectar, construir y poner en marcha una pequeña central hidroeléctrica no
es tarea fácil. Para hacerlo hay que tomar en consideración múltiples aspectos
del problema, desde la elección del sitio adecuado hasta la explotación del
aprovechamiento. Todo ello exige un amplio espectro de conocimientos sobre
ingeniería, financiación, y relaciones con la Administración. Esta guía reúne
todos esos conocimientos de forma que el inversor potencial pueda seguir paso
a paso el camino que le conducirá al éxito final.
Un análisis en profundidad de este problema requeriría de un conjunto de
estudios y de recursos económicos que sobrepasan largamente nuestras
posibilidades. Pero en todo caso consideramos que la importancia del tema y,
sobre todo, los costos crecientes producto de posponer definiciones de política
ameritan este esfuerzo.
La información utilizada en el presente trabajo es de carácter agregado, y ello
plantea algunos problemas y retos, entre los que debe destacarse inversiones
que incluyan la implementación de generación eléctrica a partir de
infraestructuras existente como son los canales de riego que existen en el país
y que el potencial de sus aguas sean aprovechadas oportuna y confiablemente.
Este tipo de inversión hidroenergético ha sido dejado de lado por otros de
mayor magnitud y, dado que tienen un menor peso en la inversión del estado
peruano, esta no está siendo tomada en cuenta.
En el presente trabajo se evalúa, se analiza y se describen el Potencial
Energético de cada uno de los principales canales de regadío y se plantea la
implementación de grupos de generadores hidraúlicos teniendo en cuenta las
características cosntructivas de los canales y el flujo de agua que discurren en
estos.
Se describen las principales irrigaciones y se analizan los parámetros
constructivos por cada uno de sus componentes (energía, superficie
incorporada para uso agrario y superficie mejorada con riego).
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1.1 JUSTIFICACIÓN Y RELEVANCIA DEL ESTUDIO
El CARELEC como institución independiente del Ministerio de Energía y
Minas tiene como objetivo la promoción del desarrollo de los recursos de
energía eléctrica, de manera racional, eficiente y competitiva, en un
contexto de descentralización, desarrollo regional e inclusión social.
Por lo expuesto, en el presente estudio de tésis bajo los parámetros de la
línea de investigación, se ha considerado desarrollar una evaluación del
Potencial Energético aprovechabele en infraestructuras civiles existentes
como es el caso de los canales de riegos existentes en el Perú.
1.2 DESCRIPCION DEL PROBLEMA
1.2.1 Enunciado del Problema
El CARELEC como institución independiente del Ministerio de Energía y
Minas tiene como objetivo la promoción del desarrollo de los recursos de
energía eléctrica, de manera racional, eficiente y competitiva, en un
contexto de descentralización, desarrollo regional e inclusión social.
Por lo expuesto, en el presente estudio de tésis bajo los parámetros de la
línea de investigación, se ha considerado desarrollar una evaluación del
Potencial Energético aprovechabele en infraestructuras civiles existentes
como es el caso de los canales de riegos existentes en el Perú.
Para Identificar el problema, se tomó conocimiento y se realizó la
exploración de canales aductores de riego existentes y potenciales, la
misma que está conformado por canales matrices que transportan agua
desde la bocatoma, canal principal o madre hasta los puntos secundarios
de riego, los que a través de la instalación de pequeñas turbinas lineales
horizontales de dos a tres rodetes por cada punto de generación e
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instalándose en varios puntos de generación en el recorrido del canal,
permitirían generar energía eléctrica desde 100 hasta 100 kW e inyectar
energía eléctrica al sistema interconectado nacional a través de las redes
primarias existentes.
1.2.2 Formulación del Problema
¿Cómo lograr el Potencial Energético con pequeños complejos de
centrales hidráulicas utilizando turbinas lineales horizontales hasta (1 MW),
con aprovechamiento de canales de riego existentes en el territorio
nacional?
1.3 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
1.3.1 Objetivo General
El objetivo del programa es la formación del Magíster en la GESTION
DE LA ENERGIA MENCION ELECTRICIDAD, con un perfil que lo lleve
a innovar y gestionar la producción y/o generación de nueva fuentes de
energía, utilización óptima de recursos, con responsabilidad y
creatividad, mediante la investigación científica y tecnológica.
El objetivo de la investigación se orienta a la identificación y obtención
del Potencial Energético que se puede aprovechar en los canales de
riego existentes a nivel nacional para la obtención de energía eléctrica a
través de la generación hidráulica con turbinas lineales horizontales
instalados en canales aductores madres o secundarios, convirtiendo la
entrada de energía cinética del agua en energía eléctrica a través del
conjunto turbina generador en forma eficiente.
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1.3.2 Objetivos Especificos
Promover el conocimiento y el desarrollo de las energías renovables
como el aprovechamiento de canales de riego y la eficiencia energética
en la población.
Promover la instalación de micro o minicentrales hidraúlicas en canales
de riego con aprovechamiento de su Potencial Energético.
Contribuir al cuidado del medio ambiente y dar a conocer la importancia
de la creación de micro o minicentrales hidraúlicas instalados en canales
de riego en el país.
Obtener la generación de energía eléctrica hidráulica a partir del canal
aductor existente.
1.4 VARIABLES
1.4.1 Variables Independientes
Selección de un sistema electromecánico para generación de energía
eléctrica
Definición conceptual.- Tiene como concepto buscar un modelo de
generación de energía eléctrica aprovechando recurso hídricos
existentes, como los canales de riego.
Definición operativa.- Es la correcta utilización de los recursos y
actividades necesarias para crear y entregar el producto o servicio a los
clientes.
1.4.2 Variables Dependientes
Su evaluación se determina en la eficiencia de los procesos, de las
unidades de generación, los costos variables de producción.
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Definición conceptual.- Sucesión de actividades que intervienen en la
transformación del movimiento mecánica a la generación eléctrica.
Definición operativa.- Es la correcta utilización de los componentes
hidraúlicos e infraestructura civil existente.
1.5 DELIMITACION DE LAS FRONTERAS DE ESTUDIO Y JUSTIFICACIÓN DE LA
INVESTIGACIÓN
En este trabajo se investiga el potencial energético de los canales de riego
como una alternativa de generación hidráulica para obtener energía
eléctrica con el propósito de aprovechar las infraestructuras existentes, que
combina secuencialmente el fin propio de un canal de riego y el
aprovechamiento de su potencial energético (generación de energía
eléctrica). Es importante destacar que esta forma de obtener energía
eléctrica a partir de la corriente de los canales de riego es prácticamente
inagotable y limpia, no afecta al medio ambiente y ya se utiliza en otros
países.
La idea principal de este proyecto se basa en utilizar la fuerza del agua que
transportan los canales como fuente de energía alternativa, para generar
energía eléctrica.
1.6 ALCANCES DE LA INVESTIGACIÓN
La presente investigación está orientada a la evaluación, análisis y
conclusiones del Potencial Energético de las aguas que transportan los
canales aductores de riego existentes a nivel nacional para la obtención de
energía eléctrica, la cual engloba desde el concepto mismo, ubicaciones de
canales existentes, capacidades, volúmenes, longitudes, resultados y
propuestas hasta la descripción del proceso que realiza éste para el
aprovechamiento y control del agua, produciendo así energía eléctrica.
También puede destacarse el diseño de una propuesta, para todo aquel
17
interesado que pueda tomar el presente proyecto como una opción viable
para la aplicación de éste en sus proyectos futuros.
1.7 LIMITACIONES DE LA INVESTIGACIÓN
Los factores lugar, tiempo y dinero, son los principales limitantes para la
aplicación del presente proyecto en el mas inmediato plazo, a pesar de la
viabilidad de éste para su implementación, es necesario en primer lugar
contar con una evaluación y análisis de los distintos canales de riego
existentes en el Perú que es el fin de este tranajo de investigación, para así
realizar un estudio de factibilidad que determine en una segunda etapa la
implementación de estudios definitivos de pequeñas centrales hidraúlicas o
complejos hidraúlicos que se adapte al canal seleccionado, seguidamente
contar con el tiempo suficiente para ejecutarlo de la mejor manera
posible y por último y no menos importante contar con el dinero necesario
para la compra de los materiales a utilizar en la construcción del mismo.
1.8 HIPOTESIS DE LA INVESTIGACIÓN
Es posible diseñar un sistema electromecánico y civil para la generación de
energía eléctrica con aprovechamiento de canales de riego existentes.
El potencial energético y el aprovechamiento de las aguas transportadas
por los canales de riego o canales aductores a través de la instalación de
turbinas lineales o horizontales permite la obtención de energía eléctrica
con bajos costes de inversión, operación y mantenimiento.
1.9 PLANEAMIENTO METODOLÓGICO
El tipo de investigación será exploratorio, analítico y descriptivo, es decir
cualitativo experimental.
Para identificar la problemática, se cuenta con fuentes esenciales: el
diagnóstico de los objetivos del estudio y el conocimiento de los diversos
sistemas de generación y canales de riego en el Perú.
18
En la investigación exploratoria descriptiva, donde el diseño es no
experimental se realiza un análisis retrospectivo sobre hechos y variables
que ya ocurrieron, observándose situaciones en su contexto natural,
permitiendo la identificación y manipulación de las variables observadas
para el objeto de estudio, de manera que se demuestre la hipótesis
planteada que además implica el sistema de recolección de datos y análisis
de evaluación de los mismos.
19
CAPÍTULO 2
MARCO TEORICO
2.1 INTRODUCCIÓN
Durante los últimos años, el principal problema del estado peruano, han
sido, la generación de energía eléctrica para cubrir la demanda del Perú a
raíz del crecimiento económico.
El proyecto a desarrollar tiene como objetivo la generación de energía
hidroeléctrica utilizando canales de riego existentes. Este proyecto podría
pertenecer a un grupo de proyectos a nivel nacional, donde se encuentra
una parte importante de centrales hidroeléctricas que se pueden asociar a
canales de riego existentes, que utiliza fuentes de energía renovable no
convencionales.
Además es importante mencionar, que el el estado peruano a través de los
RERs propone llevar el uso de fuentes de energía renovables con la meta
de abastecer la generación del país al año 2020.
2.2 SISTEMAS INVOLUCRADOS
Los sistemas involucrados en el presente trabajo, considera a los Sistemas
de Irrigación con canales de riego existentes, los sistemas de generación
de energía eléctrica con minicentrales de hidraúlicas y la demanda
energetica.
20
2.2.1 Sistemas de irrigación con canales de riego
El riego en el Perú ha sido y sigue siendo un factor determinante en el
incremento de la seguridad alimentaria, el crecimiento agrícola y
productivo, y el desarrollo humano en las zonas rurales del país. Los
recursos hídricos y la infraestructura hidráulica para riego están distribuidos
de manera desigual por el país, lo que crea realidades muy diferentes.
El Gobierno peruano está llevando a cabo varios programas que tienen
como objetivo hacer frente a los desafíos clave del sector riego,
incluyendo: el deterioro de la calidad del agua, poca eficiencia de los
sistemas de riego y drenaje, marcos institucionales y jurídicos débiles,
costes de operación y mantenimiento por encima de la recaudación
tarifaria, vulnerabilidad frente a la variabilidad y cambio climático, incluidas
condiciones climáticas extremas y retroceso de los glaciares.
Los proyectos de irrigación, normalmente, su financiamiento requiere de
condiciones crediticias asociadas al potencial que se desarrollará. En
general, estas inversiones son rentables económica y socialmente, cuando
su diseño ha contemplado un abanico de factores. Existen grandes,
medianos y pequeños proyectos de irrigación.
Las inversiones en los principales proyectos de infraestructura riego del
sector agrario tienen, básicamente, tres componentes:
a) las inversiones relacionadas a la incorporación de tierras agrícolas.
b) las inversiones relacionadas al mejoramiento del riego.
c) las inversiones relacionadas a la generación de energía eléctrica.
Con estos proyectos de irrigación, se logran regar terrenos que son
capaces de ser rentables y sostenibles en la actividad agraria, involucrando
aspectos sociales, políticos y económicos. Los sistemas de riego en estos
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proyectos son la infraestructura que hace que grandes áreas peruanas
puedan ser cultivadas con la aplicación del agua necesaria. Esta
infraestructura lo constituye:
Obras de cabecera:
Presa de regulación (Embalses o reservorios).
Presa de derivación (Bocatoma).
Estación de bombeo (pozos).
Obras de conducción:
Desarenador.
Canales de Conducción.
Obras de arte (sifones, acueductos, puentes, alcantarillas).
Obras de riego o distribución:
Canales de drenaje.
Dispositivos de riego tecnificado.
En 1980, eran seis los proyectos de irrigación que se encontraban en
ejecución, todos provenientes del primer gobierno de Belaunde: Chira-
Piura, Olmos, Tinajones, Jequetepeque-Zaña, Chavimochic y Majes.
Los beneficios de estas obras a la economía nacional eran muy
importantes, tanto en la incorporación de nuevas tierras de cultivo, como en
la generación de energía para grandes regiones del país. Pese a la grave
crisis económica de aquel entonces, el gobierno se esforzó por mantener o
reanudar la construcción de obras de irrigación.
Asimismo, en cartera el Estado Peruano, tiene veinte principales proyectos
en una segunda etapa que se vienen desarrollando en el Perú. La inversión
total por proyecto varía desde los $ 140 millones de hasta los $2474
millones, y tres proyectos sobrepasan los $ mil millones: Majes-Siguas
($2474 millones), Chavimochic ($2134 millones) y Olmos ($1180
22
millones). El total de la inversión comprometida alcanza los 9 mil millones y
medio de US$. El resto de proyectos se sitúan dentro de tres categorías:
Proyectos con inversiones bajas por ha. incorporada o regada
(menos de $2000 por ha. regada), como son Chira-Piura,
Jequetepeque-Zaña, Olmos, Chinecas y Pasto Grande.
Proyectos con inversiones medias por ha. (alrededor de $2500 por
ha. regada), como son Puyango-Tumbes y Río Cachi.
Proyectos con inversiones por realizar muy elevadas, como
Chavimochic (con $7060 por ha. regada) y Tacna (con 14530
dólares por ha. regada).
En un proyecto de desarrollo agrario además de incrementar el área
cultivable se debe aumentar la productividad. Estas opciones deben ser
complementarias y no alternativas. Para ello es necesario una priorización
de las inversiones en el corto, mediano y largo plazo.
Una de las causas por las que muchas obras de irrigación no llegan a
concretarse, o si se ejecutan adolecen de deficiencias operativas que
necesariamente requieren de inversiones para su reparación, es la
deficiente elaboración de los proyectos. Este hecho origina el alargamiento
del periodo de ejecución, mayores costos y una dudosa reposición de las
inversiones.
23
Fig. 1. Principales Riegos en el Perú
2.2.2 Sistemas de Generación Hidraúlica
La función de una central hidroeléctrica es utilizar la energía potencial del
agua almacenada y convertirla, primero en energía mecánica y luego en
eléctrica.
Un sistema de captación de agua provoca un desnivel que origina una
cierta energía potencial acumulada. El paso del agua por la turbina
desarrolla en la misma un movimiento giratorio que acciona el alternador y
produce la corriente eléctrica.
24
Un recurso renovable y autóctono.
Como resultado de la "“Tercera Conferencia de las Partes sobre el Cambio
Climático de la ONU”, celebrada en Kyoto en Diciembre de 1997, la Unión
Europea reconoció la necesidad urgente de poner en marcha el Programa
Europeo de Cambio Climático (ECPP), cuyo objetivo es reducir las
emisiones de gases de invernadero, en el horizonte 2010, en un 8% con
respecto a 1990, lo que equivale a una reducción de 336 millones de
toneladas de CO2 equivalente. Para facilitar a los Estados Miembros el
cumplimiento de este objetivo, la comisión identificó una serie de acciones,
entre las que destacan, por su importancia, las dirigidas a reducir la
intensidad de energía, y a aumentar la penetración de las energías
renovables. Para ese fin elaboró, entre otros documentos, el Libro Blanco
de la Energía de 1997, el Plan de Acción para los recursos renovables
(RES) 1998-2010 y la Directiva 2001/77/EC sobre promoción de la
generación de electricidad con recursos renovables (RES-e). Así mismo dio
prioridad a los RES en las nuevas regulaciones referentes a los fondos
estructurales, a la investigación, desarrollo y demostración de los RES en
el marco del 5º y 6º RTD FP y abordó la redacción del borrador de Directiva
para la conexión a la red de los productores de electricidad con recursos
renovables.
Desde los comienzos de la producción de electricidad, la hidráulica ha sido,
y sigue siendo, la primera fuente renovable utilizada para su generación.
Hoy en día la hidroelectricidad – la suma de la convencional y de la
pequeña – representa, en la Unión Europea, de acuerdo con las cifras del
Libro Blanco, el 13% del total, reduciendo consiguientemente en más de 67
millones las toneladas de CO2 emitidas por año. Ahora bien, así como los
aprovechamientos hidroeléctricos convencionales, en los que la
importancia de la obra civil y la necesaria inundación de grandes áreas
para embalsar el agua y crear la necesaria altura de salto, dan lugar a
importantes impactos en el entorno, los pequeños aprovechamientos se
integran fácilmente en el ecosistema más sensible. En el 2001 la potencia
25
global instalada en la Unión Europea ascendía a 118 GW, y se generaron
unos 365 TWh., de los que la pequeña hidráulica, con una potencia
instalada de 9,9 GW (el 8,4%), produjo 39 TWh (el 11% de la producción
hidráulica). Si la política reguladora fuese más favorable, se podría cumplir
el objetivo de la Comisión para el horizonte 2010 (14 000 MW de potencia
instalada), con lo que la pequeña hidráulica sería el segundo contribuyente
de RES-e, después de la eólica.
La mayoría de los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos son del tipo
de agua fluyente, lo que quiere decir que las turbinas generan electricidad
mientras pase por ellas un caudal igual o superior a su mínimo técnico y se
paran cuando el caudal desciende por debajo de ese nivel. Normalmente
este tipo de aprovechamientos no tiene posibilidad de almacenar agua para
generar en horas punta, aunque existen excepciones, sobre todo en
aprovechamientos de montaña, en las que se ensancha la cámara de
carga para ese propósito.
Algunos pequeños aprovechamientos trabajan como centrales aisladas,
pero difícilmente pueden hacer frente al suministro seguro de electricidad,
a no ser que se dimensionen de forma que esté garantizado, a lo largo del
año, el caudal mínimo necesario, por existir un lago aguas arriba o estar
situados aguas debajo de una central convencional que turbina todo el año.
En los países industrializados, y en muchos de los países en vías de
desarrollo, estos aprovechamientos se conectan, en general, a la red
principal. Con esta solución la red toma a su cargo la regulación de la
frecuencia, pero obliga al productor a vender su electricidad, a precios a
menudo muy bajos, a la compañía distribuidora. En los últimos años, los
gobiernos nacionales, que en general son los que fijan las tarifas eléctricas,
concienciados por las ventajas medioambientales de los RES y animados
por la Directiva de electricidad RES-e, han incrementado los precios de
venta de estos productores. Alemania y España, al racionalizar los precios
de venta, para compensar los costes internos de las energías
26
convencionales, han hecho posible un desarrollo extraordinario de la
electricidad verde, sobre todo en la de origen eólico.
Definición de “pequeños aprovechamientos”
No existe consenso, entre los estados miembros de la Unión Europea, para
definir la pequeña hidráulica. Algunos países como Portugal, España,
Irlanda y más recientemente Grecia y Bélgica, consideran "pequeñas"
todas las centrales cuya potencia instalada no supera los 10 MW, aunque
desde el punto de vista tarifario las centrales entre 10 MW y 50 MW tienen
ciertas ventajas. En Italia el limite está situado en los 3 MW (la electricidad
procedente de centrales de mayor tamaño tiene un precio sensiblemente
inferior). En Francia, el limite se ha establecido recientemente en 12 MW,
no como especificación de “pequeño aprovechamiento”, sino como
potencia máxima por debajo de la cual la red tienen obligación de adquirir
la electricidad generada por las mismas. En el Reino Unido no existe limite
oficial pero parece prevalecer el criterio de los 10 MW.. En lo que sigue se
han adoptado los 10 MW, siguiendo el criterio de 5 países miembros, la
Comisión Europea, la ESHA y la UNIPEDE (Unión Internacional de
Productores y Distribuidores de Electricidad)
Tipos de aprovechamientos
El objetivo de un aprovechamiento hidroeléctrico es convertir la energía
potencial de una masa de agua situada en un punto - el más alto del
aprovechamiento en energía eléctrica, disponible en el punto más bajo,
donde está ubicada la casa de máquinas. La potencia eléctrica que se
obtiene en un aprovechamiento es proporcional al caudal utilizado y a la
altura del salto.
De acuerdo con la altura del salto los aprovechamientos pueden
clasificarse en:
• De alta caída: salto de más de 150 m
• De media caída: salto entre 50 y 150 m
• De baja caída: salto entre 2 y 20 m
27
Estos límites son arbitrarios y solo constituyen un criterio de clasificación.
Otra clasificación en función del tipo de central sería la de:
• Aprovechamientos de agua fluyente
• Centrales a pie de presa con regulación propia
• Centrales en canal de riego o tubería de abastecimiento de agua
• Centrales ubicadas en plantas de tratamiento de aguas residuales
Aprovechamientos de agua fluyente
Son aquellos aprovechamientos que no disponen de embalse regulador, de
modo que la central trabaja mientras el caudal que circula por el cauce del
río es superior al mínimo técnico de las turbinas instaladas, y deja de
funcionar cuando desciende por debajo de ese valor. Dentro de este
concepto, y dependiendo de la topografía del terreno, pueden diferenciarse
varias soluciones:
Los aprovechamientos de media y alta caída en ríos de fuerte pendiente,
utilizan un azud o presa, generalmente de baja altura, que remansa el agua
elevando su cota para desviarla hacia una estructura de toma. Desde esta,
una tubería a presión conduce el agua directamente a la central. Las
tuberías a presión son relativamente caras por lo que esta solución muchas
veces tiene un coste elevado. La alternativa es llevar el agua por un canal
de poca pendiente, que discurre paralelo al río, hasta la cámara de carga,
desde la que una tubería forzada la conduce a presión a la casa de
máquinas. Si las características topográficas o morfológicas del terreno no
son favorables, el canal puede no ser la solución óptima. En estos casos,
una tubería de baja presión, con una pendiente superior a la del canal,
puede resultar más económica. A la salida de las turbinas el agua se
restituye al cauce mediante un canal de desagüe.
En ocasiones la presa de derivación se dimensiona para crear un pequeño
embalse con capacidad para poder turbinar solo en horas punta, en las que
28
el precio pagado por el Kwh. es más favorable. En otras, la cámara de
presión puede convertirse en un pequeño depósito regulador,
aprovechando las posibilidades que ofrecen hoy los geotextiles.
Los aprovechamientos de baja altura son esquemas típicos de valle, que
admiten dos soluciones:
No existiendo topográficamente altura de salto, este se constituye
mediante una presa, generalmente provista de aliviaderos de compuerta
radial. En este tipo de centrales, la presa con sus compuertas radiales.
la toma de agua y la casa de máquinas propiamente dicha, con su
escala de peces adosada, forman una estructura única.
Si en el curso del río existe una caída, el agua se deriva a un canal,
similar al de los aprovechamientos de montaña, que conduce el agua a
una cámara de carga de la que sale una tubería forzada corta que
alimenta la turbina.
Centrales de pie de presa
Un pequeño aprovechamiento hidroeléctrico no puede permitirse la
construcción de un gran embalse, dado el elevado coste de la presa y sus
instalaciones anexas. No obstante, si existen embalses construidos para
otros usos - regulación de caudal, protección contra avenidas, riegos,
alimentación de agua potable, etc. - se puede generar electricidad con los
caudales excedentes, o con los desembalses para riegos y abducción de
agua, e incluso con el caudal ecológico que está obligado a mantener el
embalse.
En este caso es necesario comunicar el nivel de aguas arriba con el de
aguas abajo, mediante una estructura hidráulica en la que se inserte la
turbina. Si la presa tiene una salida de fondo la solución es obvia. Si no
existiera ninguna toma de agua prevista podría utilizarse una toma por
29
sifón, solución muy elegante que no exige realizar obras de fábrica en la
presa y el conjunto puede ser transportado a obra, completamente pre-
montado. La solución es adecuada para presas de hasta 10 m de altura y
turbinas de no más de 1 MW, aunque exista un ejemplo en Suecia, de una
toma de sifón en una central de 11 MW, y varias tomas de sifón con alturas
de hasta 30 m en los Estados Unidos.
Centrales integradas en redes de agua
Existe también la posibilidad de insertar una central hidroeléctrica, para
generar electricidad, en una red de agua, existente o en proyecto. En una
primera aproximación se contemplan las redes de distribución de agua
potable, los canales de irrigación y, eventualmente, de navegación, y las
estaciones de tratamiento de aguas residuales. Estos aprovechamientos
tienen la ventaja de que muchas de los estructuras ya existen, lo que
disminuye el coste de la inversión; el impacto ambiental suplementario es
prácticamente nulo, y las gestiones burocráticas para la obtención de
permisos se simplifican.
Centrales en canales de irrigación
Existen, al menos, dos tipos de esquemas para insertar una central
hidroeléctrica en un canal de irrigación.
30
Fig. 2. Esquema de generación en un canal de riego
Fig. 3. Esquema de generación en un canal de riego
31
Para asegurar el suministro de agua a los regadíos, hay que prever un
canal alternativo para cuando se cierre la turbina no ocasiones mayores
problemas. Esta solución hay preverla al diseñar el canal, o construirla
aprovechando una remodelación importante del mismo.
Si el canal está ya en funcionamiento puede acudirse a una solución del
tipo de la esbozada.
Como se ve, la toma de agua se hace mediante un aliviadero en pico de
pato, para reducir su anchura y facilitar su inserción. Desde la toma el
agua es conducida a la turbina por una tubería forzada paralela al
canal, al que regresa por el canal de restitución.
Centrales en sistemas de alimentación de agua potable
La conducción de agua potable a una ciudad se suele plantear como una
tubería a presión que conduce el agua desde un embalse a la estación de
tratamiento, a cuya entrada, un sistema de válvulas especialmente
concebidas para ello se encargan de disipar la energía hidrostática, que en
muchos casos es importante.
Existe la posibilidad de disipar esa energía mediante una turbina que la
emplea en generar energía eléctrica. En todo caso, previendo el cierre de
la turbina –para mantenimiento o para evitar eventualmente su
empalamiento- es necesario prever un circuito paralelo con válvulas
disipadoras.
Como la tubería suele ser de gran longitud y en ocasiones no está en muy
buenas condiciones, es necesario garantizar que el funcionamiento de las
válvulas que gobiernan el cierre de la turbina y la apertura simultánea del
circuito paralelo, no de lugar a presiones transitorias que pongan en peligro
la conducción, ni alteren las condiciones en que tiene lugar el suministro.
En ocasiones estos aprovechamientos trabajan en contrapresión. Así como
32
en un aprovechamiento convencional, el agua a la salida de la turbina está
a la presión atmosférica, aquí está sujeta a la contrapresión de la red o de
la estación de tratamiento.
Centrales en sistemas de depuración de aguas residuales.
Dependiendo de la topología de la estación de tratamiento de aguas
residuales, la central puede ser ubicada aguas arriba o aguas abajo de la
estación. En el primer caso, será necesario hacer pasar las aguas grises a
través de un sistema de rejillas y una instalación de decantación para
eliminar los sólidos; en el segundo se trata de una instalación
prácticamente convencional.
MHyLab cita tres instalaciones: una en Leysin, en el cantón suizo de Vaud,
en la que una turbina Pelton de 430 Kw. de potencia, trabaja con agua ya
tratada; otra en Le Chable, en la que una turbina Pelton de 447 kW. de
potencia alimentada con las aguas residuales de la estación de ski de
Verbier, a la entrada de la planta de tratamiento; y otra, en curso de
construcción en Amman (Jordania), que en realidad es doble (una central
con dos Pelton de 335 kW cada una, alimentadas con agua bruta y otra
central con dos Francis de eje vertical de 371 kW, alimentadas con agua ya
tratada). Es indudable que la turbina que trabaja con agua bruta está sujeta
a un desgaste y una corrosión muy superior a la que trabaja con agua ya
tratada. Pero incluso las alimentadas con aguas grises soportan
perfectamente el trabajo.
Planificación y evaluación de un aprovechamiento
El estudio de un aprovechamiento constituye un proceso complejo e
iterativo, durante el cual, se comparan desde una óptica económica, pero
sin perder de vista su impacto ambiental, los diferentes esquemas
tecnológicos posibles, para terminar escogiendo el que más ventajas
ofrece. Las posibles soluciones tecnológicas vienen condicionadas además
de por los factores ya mencionados, por la topografía del terreno y por la
33
sensibilidad ambiental de la zona. Así pues, aunque es difícil elaborar una
guía metodológica para la evaluación de un aprovechamiento, sí se pueden
indicar los pasos fundamentales que hay que seguir, antes de proceder o
no a un estudio detallado de factibilidad. Estos pasos constituyen la
estructura de este manual y se pueden definir como:
Identificación topográfica del lugar, incluido el salto bruto disponible
Evaluación de los recursos hidráulicos, para calcular la producción de
energía
Definición del aprovechamiento y evaluación preliminar de su costo
Turbinas hidráulicas, generadores eléctricos y sus equipos de control.
Evaluación del impacto ambiental y estudio de las medidas correctoras
Estudio económico del aprovechamiento y vías de financiación y
Conocimiento de los requisitos institucionales y de los procedimientos
administrativos para su autorización.
El comportamiento del agua fluyendo por los cauces naturales, vertiendo
sobre los aliviaderos, circulando por los canales y tuberías a presión y
accionando las turbinas, obedece a unos principios hidráulicos, basados en
la mecánica de los fluidos y en la experiencia acumulada durante siglos.
Para estudiar la viabilidad de un aprovechamiento es necesario comenzar
por evaluar su potencial energético, que es una función del caudal que se
puede turbinar y del salto disponible - distancia medida en vertical, entre el
nivel de la lámina de agua en la derivación y a la salida de la turbina. El
salto se puede medir fácilmente con un nivel, un taquímetro o un
clinómetro, y salvo en los saltos de poca altura puede considerarse que
permanece constante. El caudal por otra parte viene afectado por multitud
de factores: pluviometría, naturaleza del terreno, cubierta vegetal, y
temperatura en la cuenca de recepción. Hoy en día hay muchas cuencas
que disponen de series temporales de caudales perfectamente fiables.
34
Existen varios metodos de medida del caudal así como distintos modelos y
herramientas que permiten estimar el caudal medio y el régimen de
caudales, en las cuencas no aforadas.
2.2.3 Recursos hídricos en canales de riego
El proyecto considera los principales canales de irrigación existentes en el
Perú:
Chira-Piura: Construyó la toma de los Ejidos y 400 Km de canales de
riego del bajo Piura. Dañadas por las inundaciones de 1983, las
reconstruyó y las puso en funcionamiento, conducción de agua en el
canal de 7m3/s a 70m3/s, en un tramo de 400 km.
Tinajones (Lambayeque). Realizó la segunda etapa del proyecto, que incluyó
la regulación de las cuencas del Llaucano y del Conchano, la desviación de
éstos hacia el Chotano y la construcción de la hidroeléctrica de Carhuaquero,
conducción de agua en el canal de 5.5m3/s a 14.48m3/s, en un tramo de 12
km.
Jequetepeque-Zaña (La Libertad). Avanzó en un 60% la construcción de la
represa de Gallito Ciego, conducción de agua en el canal de 17.1m3/s a
28.5m3/s, en un tramo de 42.1 km.
Majes (Arequipa). Concluyó las obras de infraestructura de la etapa inicial,
puso en servicio el riego por aspersión de las primeras 3000 hectáreas y
construyó la represa de Condorama, conducción de agua en el canal de
23m3/s a 30m3/s, en un tramo de 16.658 km.
En cuanto a los proyectos de Olmos y Chavimochic, continuó los estudios de
desarrollo agrícola del primero y los estudios de factibilidad técnica y
económica del segundo. En Olmos, diseñado para un caudal de 22 m3/s,
14.71 km de canal trapezoidal. Chavimochic, diseñado para un caudal de 82
m3/s, 194.05 km de canal principal.
35
La Víbora, del Proyecto Especial Chinecas, en Ancash, La Bocatoma “La
Víbora” y obras complementarias (desarenador y canal de aducción o entrada)
son parte del Proyecto Chinecas. Esta obra capta las aguas del río Santa.
Desde allí parte el canal Chimbote, conducción de agua en el canal de 12m3/s
a 19m3/s, en un tramo de 2.35 km.
2.2.4 Demanda energética
En las dos últimas décadas la demanda de energía en el Perú ha
aumentado en forma sostenida como consecuencia del incremento de las
inversiones, el crecimiento económico y los nuevos hábitos de consumo
relacionados con el desarrollo. Ese crecimiento productivo ha estado
concentrado en los sectores construcción, comercial, industrial y minero,
que son los que más demandan energía eléctrica a escala nacional por
constituir esta uno de los principales insumos de sus procesos productivos.
Por esta razón, seha apreciado un importante crecimiento de la demanda
de electricidad, impulsada además por el dinamismo del mercado de
clientes libres. Según la estadística oficial el país registró en el 2010 una
demanda máxima de electricidad de 4579 megavatios (MW), estimándose
que se requería un crecimiento de entre 400 y 500 MW al año para
abastecer la demanda del mercado interno.
Frente a estas mayores necesidades, en el ámbito mundial el fenómeno del
calentamiento global ha llevado a buscar nuevas alternativas para
mantener un desarrollo sostenido y a la vez ser amigables con el medio
ambiente.
La manera de generar energía eléctrica desempeña un papel primordial en
el logro de estos objetivos. Así, a partir del Protocolo de Kioto, se alienta el
Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) con alternativas que han generado
un mercado paralelo de ingresos adicionales para la tecnología limpia.
36
Esta situación ofrece al Perú la posibilidad de cubrir sus necesidades
bajouna matriz de producción de energía eléctrica que sea rentable,
sostenible y amigable con el medio ambiente mediante el uso de los MDL1.
En este contexto, considerando que la actual matriz de generación de
energía eléctrica en el Perú está basada mayoritariamente en
hidroeléctricas (57.2% del total) y, de manera complementaria, en el gas
natural (35.6%), el carbón, el diésel y otros combustibles (7.2%), y teniendo
en cuenta que la rentabilidad es uno de los criterios centrales para la toma
de decisiones, el presente estudio evalúa en forma comparativa la
viabilidad de tres opciones de generación de energía eléctrica: centrales
hidroeléctricas, centrales térmicas de ciclo simple y centrales térmicas de
ciclo combinado2.
Panorama del sector
El principal tipo de energía que se utiliza es la eléctrica. Es más, el
desarrollo económico y social de un país está ligado a su uso, ya que es el
motor de la industria y de los servicios y hace posible mejorar la calidad de
vida de las personas.
En el Perú el sector eléctrico es uno de los más dinámicos. Su actividad
está sujeta a regulación, la cual tiene como objetivo que se brinde un
servicio adecuado a toda la sociedad con por lo menos estándares mínimos
de calidad. Participan de él tanto el Estado como la actividad privada.
Perfil histórico
Durante la década de 1970 la generación eléctrica en el Perú era incipiente
y de carácter privado, mediante concesiones de mediano plazo y mediana
envergadura, lo que implicaba un abastecimiento limitado a las principales
ciudades y de poco alcance para las regiones alejadas del centro del país.
37
En 1972 se creó la Empresa de Electricidad del Perú S. A. (Electroperú), de
propiedad del Estado, y se aumentó sustancialmente la capacidad de
generación del sector. Los problemas aún no superados se circunscribían
al aspecto tarifario y a la administración del sector, lo que se reflejaba en
indicadores de consumo que nos ubicaban a la saga del resto de nuestros
vecinos sudamericanos. A fines de esa década, todas las empresas del
sector eran propiedad del Estado como consecuencia del proceso de
estatizaciones llevado adelante.
Con el propósito de cambiar esta situación, en 1992 se promulgó el Decreto
Ley 25844 (Ley de Concesiones Eléctricas). Las reformas que incorporó
esta ley fueron, en primer lugar, la eliminación del monopolio del Estado
sobre las actividades de generación y venta de energía, en la cual se
distinguen tres etapas: 1) generación de energía, 2) transmisión y 3)
distribución a los usuarios finales. Además, se promovió la inversión
privada en proyectos del sector y se creó el Organismo Supervisor de la
Inversión en Energía (Osinerg), como ente regulador de las tarifas y de la
elaboración de estas.
La demanda nacional de electricidad ha crecido durante el último
quinquenio a un promedio anual de 8%, principalmente por el auge de la
minería y la industria. En el 2010 el sector produjo 4579 MW de energía
eléctrica. A pesar de que el monto anual de las inversiones en electricidad
ha aumentado en un promedio anual de 27%, todavía existe una gran
brecha para sostener el abastecimiento adecuado de energía al país, por lo
que se requiere invertir en nuevos proyectos en este sector.
2.3 MARCO LEGAL
En 1992 también se aprobó la Ley 25962 (Ley Orgánica del Sector Energía
y Minas), en la que se estableció el ámbito de dicho sector, las funciones y
la estructura del ministerio que lo regula y sus dependencias, entre otros.
38
Durante la década de 1990 la nueva Ley de Concesiones Eléctricas
(Decreto Ley 25844) y el proceso de privatización transformaron al mercado
eléctrico de un monopolio estatal a un sector dinámico con alta
participación del sector privado. Desde entonces, varias iniciativas legales
han ayudado a que el sector sea más eficiente, las principales se resumen:
2.3.1 Composición del sector
El sector eléctrico peruano está formado por el Ministerio de Energía y
Minas (MEM) como organismo rector; el Organismo Supervisor de la
Inversión en Energía y Minería (Osinergmín), que reemplazó al Osinerg
como organismo regulador; el Comité de Operación Económica del
SistemaInterconectado Nacional (COES-Sinac); y las empresas eléctricas.
La infraestructura del sector eléctrico está cubierta por el Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (SEIN). Como organismo rector, el MEM define las
políticas energéticas del país y otorga las concesiones para la explotación
de las diferentes etapas del negocio eléctrico. Osinergmín está encargado
de supervisar y fiscalizar el cumplimiento de las disposiciones legales y
técnicas de las actividades que se desarrollan en los subsectores
electricidad e hidrocarburos.
El COES-Sinac es un organismo técnico que coordina la operación
económica del SEIN al agrupar a las empresas eléctricas de generación,
distribución y a los clientes, sean estos libres o regulados. Durante el año
2004 se hicieron evidentes varios problemas de aplicación de la Ley de
Concesiones Eléctricas. En respuesta a ello se promulgó, en 2006, la Ley
28832 para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica. Esta
ley tiene como principales objetivos: atraer mayor inversión para las
actividades de generación y transmisión; solucionar la falta de contratos de
largo plazo entre empresas generadoras y distribuidoras; y garantizar que
los precios sean resultado de la interacción entre oferta y demanda. Entre
39
los cambios que introduce se incluyen el establecimiento de licitaciones
para la comercialización de energía entre compañías generadoras y
distribuidoras, modificaciones en el esquema de transmisión y seguros para
reducir el impacto sobre los costos de generación de eventuales
interrupciones del suministro de gas natural.
En relación con el esquema de transmisión, para asegurar el desarrollo
eficiente de la generación eléctrica, la nueva norma dispuso la
reestructuración del COES, otorgándole funciones adicionales como la
elaboración del Plan de Transmisión, el cual debe estar alineado con los
criterios y los métodos que aprueba el Osinergmín, que deben ser
refrendados por el MEM, y la asignación de responsabilidades y el cálculo
de compensaciones en el caso de transgresiones a la Norma Técnica de
Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE).
El Plan de Transmisión, que se actualizará cada dos años, tiene carácter
vinculante para las decisiones de inversión que se adopten durante su
vigencia; así, la aprobación de un determinado proyecto implicará su
inclusión para formar parte de la remuneración de transmisión.
Otro cambio es el establecimiento del Sistema Garantizado de Transmisión,
cuyas instalaciones resultan de un proceso de licitación pública, y el
Sistema Complementario de Transmisión, cuyas instalaciones pueden
realizarse mediante libre negociación con los agentes generadores y
clientes libres. Además, se establece como cambio la adecuación de la
NTCSE en lo referente al tratamiento de la transmisión.
De otra parte, entre los años 2006 y 2008 se publicaron normas que
proporcionaron beneficios tributarios a los proyectos de generación de
energía eléctrica.
40
2.3.2 El mercado de energía eléctrica
El servicio eléctrico de hace 15 años, comparado con el actual, difiere
sustancialmente en su capacidad de generación, transmisión y distribución.
El costo para los consumidores ha disminuido, se ha reducido la congestión
en las líneas de transmisión eléctrica y la atención es más personalizada.
Hoy, más hogares cuentan con este servicio, hay más alumbrado público y
las empresas del sector patrocinan la iluminación de conventos y edificios
históricos.
Es a partir de la década de 1990, con los procesos de privatización, que el
sector pasa a tener una estructura mixta de empresas públicas y privadas.
Asimismo, la inversión, que en 1996 era cercana a los US$ 500 millones,
llega en el año 2010 a cerca de US$ 1700 millones; lo que significa que en
15 años se acumuló una inversión de US$ 9500. Se duplicó así la oferta de
la capacidad de generación, que pasó de 4462 MW a 8887 MW en 2010.
Solo en ese año se incrementó la capacidad instalada de energía eléctrica
en el país en 613.7 MW.
Por otro lado, gracias al gas natural se ha impulsado la instalación de
centrales térmicas, que operan a un costo menor que las que emplean
diésel.
Además, gracias a las inversiones en proyectos de ciclo combinado, se
aprovecha aún más el gas, casi duplicando la eficiencia energética con
igual consumo y mucha menor contaminación.
Estas inversiones impulsaron el incremento en 7000 kilómetros de las
líneas de transmisión, además se mejoró el mantenimiento y se ampliaron
los sistemas de transmisión.
Respecto de la actividad de distribución, se pasó de una pérdida de entrega
de 17% (1996) a alrededor de 7% (2010) como consecuencia del mejor
otros factores. Asimismo, el ratio de acceso al servicio mejoró al pasar del
41
66% al 80%. Se tiene como objetivo llegar a un coeficiente de electrificación
del 92 mantenimiento de subestaciones, el recambio de líneas y postes de
distribución, la revisión de medidores y la eliminación de conexiones
clandestinas, entre % para el año 2018, a través de la mayor electrificación
rural.
2.3.3 La oferta de energía eléctrica
La oferta de energía eléctrica está constituida por tres actividades:
generación, transmisión y distribución de energía a consumidores finales.
La generación produce energía eléctrica de fuentes hidráulica, térmica y
otras por parte de empresas de capital privado, estatal o mixto. Las
empresas de este rubro son las encargadas de la producción y la
planificación de la capacidad de abastecimiento. La característica principal
de este mercado es ser de libre acceso, pero requiere de un gran monto de
capital.
La distribución es el transporte de energía desde las subestaciones, o
barras base, a los consumidores finales, vía líneas de transmisión de media
tensión que antes de llegar al consumidor final se transforma a baja tensión
(360 o 220 voltios [V]). Las distribuidoras reciben la energía de las
generadoras o las transmisoras y se encargan de entregarla a la industria,
el comercio, la población y los gobiernos locales para el servicio público.
La transmisión se refiere al transporte de energía desde los generadores
hacia los centros de consumo y se compone de líneas o redes de
transmisión y subestaciones de transformación, o barras base, y equipos de
compensación reactiva. Las empresas en este rubro tienen como fin
transferir la energía de las generadoras hacia los clientes finales a través
de las líneas de transmisión. Los costos de conexión se calculan con base
en una tarifa peaje que asumen las empresas generadoras ante los
operadores de las líneas de transmisión.
42
El sistema en conjunto atiende a más de 4.8 millones de usuarios finales,
entre clientes regulados y libres.
2.3.4 Estructura del mercado de generación
En el Perú, la generación eléctrica es un mercado de libre competencia.
Los precios spot5 se basan en costos marginales y son libres para los
grandes clientes, se definen por contrato y varían según la negociación
pactada entre las partes.
La potencia efectiva de las principales empresas generadoras del sector
sumaba, a diciembre del 2010, 6463.39 MW. La participación de las
centrales hidroeléctricas en la generación era de 57.2%, mientras que el
35.6% correspondía a centrales termoeléctricas de gas natural. El resto del
parque generador (7.2%) operaba con otros combustibles (carbón,
petróleos residuales y biomasa). Es necesario anotar que las unidades de
ciclo combinado de centrales termoeléctricas a gas produjeron 3216.88
gigavatios-hora (GWh) (23.90%).
El despacho de energía eléctrica se realiza por etapas. El primer tipo de
producción en salir al mercado proviene de las centrales hidráulicas debido
a que cuentan con ventajas en sus costos y son menos contaminantes. Las
siguientes en ingresar al mercado son las centrales a gas natural. Cuando
existe alta demanda, las centrales a petróleo residual también hacen su
ingreso, lo que determina un aumento en el costo marginal de generación
por kW y el consiguiente incremento del precio spot.
43
CAPÍTULO 3
GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
3.1 ASPECTOS GENERALES.
3.1.1 Antecedentes del sector eléctrico en el Perú
Antecedentes
Durante la década del sesenta (Ley de la Industria Eléctrica), la generación
eléctrica en el Perú se encontraba en manos del sector privado, las
empresas de generación de la época trabajaban mediante concesiones
temporales y con limitada capacidad de abastecimiento impidiendo que el
servicio llegara a localidades alejadas del país. Después entre los años
setenta y ochentas (Ley Normativa de Electricidad y Ley General de
Electricidad) la actividad del sector eléctrico estuvo a cargo de empresas
estatales con características monopólicas, a través de las cuales se
canalizaron importantes flujos de inversión pública.
En el año 1972 se creó Electroperú como la primera empresa de
generación eléctrica de propiedad del Estado. Como resultado de la fuerte
inversión estatal en este rubro, a lo largo de la década de los setenta se
incrementó de manera significativa la capacidad de generación a través de
proyectos de gran envergadura. Sin embargo, aspectos como las
deficiencias en la estructura tarifaria y su consiguiente retraso, así como
otras ineficiencias administrativas ubicaron al Perú entre los países
latinoamericanos con menores indicadores de consumo de electricidad per
cápita.
44
En el año 1992 entró en vigencia la Ley de Concesiones Eléctricas Nº
25844 (la cual rige hasta el día de hoy), con la cual se implementan las
primeras reformas en el sector. Estas incluían la eliminación del monopolio
que ejercía el gobierno sobre la totalidad de la actividad de generación y
venta de energía, descomponiéndola en tres pilares básicos: la generación,
transmisión y distribución. Del mismo modo, se buscó otorgar incentivos
para fomentar la participación de capitales privados en estas actividades,
creándose adicionalmente una institución reguladora denominada
OSINERG (actualmente OSINERGMIN) encargada de regular la estructura
tarifaria. Así, con la finalidad de ordenar el proceso de generación-
transmisión-distribución, se establecieron dos mercados diferentes, el de
clientes libres y el de transferencia entre generadoras (este último regulado
por el Comité de Operación Económica - COES). A partir de la entrada en
vigencia de la ley antes mencionada se reserva para el Estado una labor
básicamente normativa, supervisora y de fijación de tarifas.
Organización
El Sector Eléctrico peruano se encuentra regulado por la ley de
Concesiones Eléctricas (Decreto Ley Nº 25844) la cual a su vez se
encuentra reglamentada por el Decreto Supremo Nº 009-93-EM y
modificatorias. Mediante esta ley, se establecieron las normas para
desarrollar las actividades de generación, transmisión y distribución de
energía eléctrica, todo ello con el objetivo de asegurar las condiciones para
mantener la eficiencia del mercado, permitiendo un régimen de libre fijación
de precios por parte de las generadoras (definido por la libre competencia),
y el establecimiento de un sistema de precios regulados para aquellos
actores que por la naturaleza de su actividad así lo requieran por constituir
monopolios naturales.
Participantes del Sector
Dentro del sector eléctrico se llevan a cabo actividades que tienen una
relación vertical muy estrecha entre sí. En cuanto a su estructura, el sector
se encuentra conformado por cinco actores principales:
45
Empresas Eléctricas: Estas se encuentran orientadas a las actividades
de generación, transmisión y distribución. Actualmente son 41 las
empresas generadoras, 5 empresas de transmisión y 21 empresas de
distribución según cifras del Osinergmin.
Clientes: Pueden ser divididos a su vez en clientes libres y clientes
regulados.
Comité de Operación Económica del Sistema (COES): Se encuentra
conformado por los titulares de las centrales de generación y de
transmisión que se encuentran interconectadas al sistema nacional. Este
organismo tiene como finalidad coordinar las operaciones al mínimo
costo, garantizando la seguridad en el abastecimiento; su labor es de
naturaleza técnica.
Ministerio de Energía y Minas: Es la entidad encargada de la
representación del estado peruano a través de la Dirección General de
Electricidad, este organismo cumple con labores normativas y es el
responsable del otorgamiento de concesiones y autorizaciones.
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería
(OSINERGMIN): Es la institución encargada de supervisar, regular,
fiscalizar y sancionar a las empresas que se desarrollan en el sector
eléctrico, hidrocarburos y minero.
Principales Actividades
Tomando como referencia modelos exitosos aplicados a países de
Latinoamérica y Europa, la Ley de Concesiones Eléctricas permitió
establecer la separación de las actividades del sector en tres grandes
grupos:
Generación: Actualmente esta actividad es llevada a cabo por empresas de
capital privado y estatal. Las generadoras son las responsables de la
producción y del abastecimiento de energía, utilizando para ello diversas
fuentes, siendo las de mayor utilización en nuestro país la hídrica y la
térmica. Este mercado es de libre competencia, donde la entrada y salida
46
de participantes se encuentra condicionada únicamente por los altos
niveles de inversión requeridos para la puesta en marcha de una central1,
ya sea térmica o hídrica.
Transmisión: Esta actividad se realiza mediante un conjunto de redes que
transporta la energía eléctrica en niveles de muy alta, alta y media tensión.
La transmisión tiene como finalidad lograr la transferencia de energía desde
las generadoras hacia los clientes finales, haciendo uso para tales fines de
las líneas de transmisión, subestaciones y equipos de compensación
reactiva. Para cubrir los costos de conexión se establece una tarifa peaje la
cual debe ser pagada por las generadoras a los operadores de los sistemas
de transmisión. Cabe resaltar que la transmisión es considerada un
monopolio natural al presentar economías de escala y estar definidas de
forma geográfica.
Distribución: Las empresas distribuidoras son las encargadas de recibir la
energía eléctrica de las generadoras o transmisoras en el punto de entrega,
en bloque y entregarla a los usuarios finales (ya sean consumidores
industriales, comerciales o residenciales). Dicha entrega de energía se
realiza a través de las redes de media y baja tensión de las empresas
distribuidoras. Asimismo, como en la actividad de transmisión, la
distribución de energía eléctrica se considera monopolio natural al
encontrarse significativas economías de escala y/o densidad y estar
delimitadas a un área específica. Esta actividad presenta una regulación
más rigurosa.
3.1.2 Problemática del Sector
En el último informe elaborado por el COES “Informe de Diagnóstico de las
Condiciones Operativas del SEIN 2015 – 2024”, se establece que se podría
tener un déficit de generación eficiente del orden de 490 MW entre el 2017
y 2018, producto del descalce entre la oferta y demanda proyectada según
la información de los proyectos de generación y requirimiento de energía de
los diferentes agentes involucrados.
47
Asimismo, no se cuentan con proyectos de generación posteriores al 2016.
Es decir, si en los próximos dos años no se comprometen nuevos proyectos
de generación, la confiabilidad del sistema se vería seriamente afectada
considerando las tasas de crecimiento de demanda observadas en los
últimos años. El análisis del COES contempla los escenarios de i)
generación eficiente con proyectos hidroeléctricos únicamente y ii)
generación eficiente con proyectos hidroeléctricos y térmicos. En el primer
escenario, es decir, considerando la generación únicamente de las
hidroeléctricas el déficit de generación eficiente ascendería a 980 MW entre
el periodo comprendido entre los años 2017 y 2022. No obstante, de
considerar las centrales termoeléctricas el déficit de generación eficiente se
reduciría a 490 MW entre dichos años. Es importante mencionar que en
este último escenario se toma en consideración plantas de ciclo combinado
por 1,500 MW en la macro región sur asociados al proyecto del Gasoducto
Sur Peruano y Nodo Energético en el sur del país.
En consecuencia, si surgiera eventualmente alguna demora en la
construcción o el abastecimiento del gas natural para el funcionamiento de
los ciclos combinados que el COES contempla en el desarrollo del Nodo
Energético del Sur, el déficit de generación eficiente podría ser mayor y/o el
precio spot se dispararía por el encendido de centrales que consuman
combustibles más costosos como el Diesel.
Sin embargo, las principales empresas dedicadas a la generación de
energía cuentan con la solvencia financiera para mantener adecuadamente
la operatividad de sus respectivas centrales de generación, así como el
know how y recursos para incrementar sus capacidades vía construcción
de nuevos proyectos.
Tal es el caso de las principales compañías generadoras del sector como
Edegel, Duke Energy y Electroperú que presentan niveles de
apalancamientos inferiores a 1.0x y adecuados niveles de rentabilidad
48
patrimonial. Lo anterior les otorga la capacidad suficiente para poder
apalancarse en la medida que concreten proyectos de ampliación en sus
centrales de generación o la inversión en nuevas centrales. Cabe
mencionar que Electroperú no presenta pasivos significativos producto del
elevado nivel patrimonial que presenta. No obstante, se encuentra expuesta
a diferentes encargos políticos que no necesariamente pueden contribuir al
equilibrio financiero de la empresa como es la limitación en la ejecución de
nuevos proyectos con el objetivo de diversificar su matriz energética. En
este sentido, Electroperú recibió el encargo por parte de Proinversión de
comprar 550 MW a tres empresas generadoras a partir del año 2016, lo
cual obliga a dicha entidad a buscar recolocar dicha energía en el mercado
de distribución y/o a clientes libres, pudiéndose afectar su equilibrio
financiero en caso no se alcancen dichos objetivos oportunamente.
Los casos específicos de Enersur y Kallpa, presentan elevados niveles de
apalancamiento asociados a las inversiones realizadas en sus respectivos
ciclos combinados que entraron en operación comercial a finales del 2012,
así como las obras en las centrales hidroeléctricas de Quitaracsa y Cerro
del Águila, respectivamente, motivo por el cual dichos niveles de palanca
explican las rentabilidades obtenidas al cierre de junio de 2013.
Actualmente, el SEIN presenta problemas de concentración en la
generación de energía tanto a nivel geográfico como en la dependencia del
único sistema de transporte de gas natural del país para el abastecimiento
de energía al sistema. Dicha dependencia la hace vulnerable ante cualquier
contingencia que pueda comprometer la confiabilidad del SEIN.
Adicionalmente, según el COES, se podría generar un descalce entre la
oferta y demanda de energía, toda vez que la creciente demanda
proyectada asociada a los principales proyectos mineros en la zona sur del
país específicamente podrían no ser abastecidas con los proyectos
actuales de generación comprometidos hasta el 2016. Así, el déficit de
generación eficiente ascendería a 490 MW entre el 2017 y 2018
considerando que en el 2016 se lograra ampliar la capacidad del transporte
49
de TGP y la puesta en operación comercial de 1,500 MW en el 2019 de los
ciclos combinados del Nodo Energético del Sur, que a la fecha del presente
informe aún se encuentran en concurso en Proinversión.
Después del 2016 no se posee en cartera la inclusión de nuevos proyectos
de generación y si se considera los prolongados tiempos de ejecución de
los proyectos por los diferentes permisos necesarios (licencia social y/o
trámites burocráticos), la vulnerabilidad del sistema se incrementaría con
los costos que ello acarrea. En tal sentido, según el análisis elaborado por
el COES, se proyecta que para el 2018 los costos marginales promedio
ponderado se ubicarían alrededor de los 300 US$/MW.h siendo superior a
los precios registrados en el 2008.
Asimismo, se debe invertir en mayor infraestructura en las redes de
transmisión con el objetivo de acompañar el abastecimiento de la demanda
de energía y aminorar las pérdidas producto del congestionamiento y
sobrecarga de las líneas de transmisión de alta tensión. Ello se observó en
el incremento en las pérdidas de transmisión que pasaron de 2.9% (2011) a
4.3% en el 2012, a pesar del crecimiento en las líneas de transmisión. Del
mismo modo, la mayor inversión en las redes de transmisión se hace
imperativa, toda vez que se presentarían sobrecargas en las líneas de
transmisión en el largo plazo según el COES. No obstante, la
implementación de centrales en el sur del país ayudará con el incremento
en las eficiencias necesarias.
Las principales generadoras del SEIN presentan la solvencia financiera
necesaria para poder seguir operando sus respectivas centrales, así como
realizar mayores inversiones necesarias para el aumento de sus potencias
efectivas. Tal es el caso de las empresas Duke Energy, Edegel y
Electroperú que presentan bajos niveles de apalancamiento. En los casos
de Kallpa y Enersur la palanca registrada obedece al crecimiento de las
50
mismas, dadas las inversiones realizadas en sus ciclos combinados y las
construcciones de sus nuevas centrales hidroeléctricas.
Por lo mencionado en los párrafos precedentes se hace necesario
implementar medidas con visión de largo plazo, y no centrarse en
soluciones cortoplacistas, con el objetivo de garantizar la confiabilidad del
SEIN a fin de evitar los costos resultantes de una planificación inadecuada.
Además, se debe contemplar la menor interferencia política con el fin de
evitar desequilibrios innecesarios en el sistema o en los diferentes agentes
que participan del sistema. No menos importante es la necesidad de tomar
acciones concretas e inmediatas para atraer y acelerar las inversiones,
pues existen los recursos y capacidades necesarias para llevar a cabo
dichos proyectos. Asimismo, se deben elevar los estándares de gobierno
corporativo de las entidades estatales que participan del SEIN, así como las
eficiencias tanto operativas como comerciales que son ampliamente
superiores por las empresas privadas.
En conclusión, el sector eléctrico peruano enfrentará una inminente crisis
en el corto plazo, a partir del año 2013 hasta el 2015, debido a que la
demanda de electricidad crece a tasas superiores a las de la economía, no
resultando claro que la generación eléctrica pueda superar los desafíos que
el crecimiento económico presenta, ni en términos de oportunidad, ni de
precios. Actualmente la demanda eléctrica crece 2% más que la economía”.
Según el estudio Análisis del Sistema Eléctrico 2012-2016, encargado por
la la ejecución oportuna de proyectos de transmisión, la ejecución de
Asociación para el Fomento de la Infraestructura Nacional (AFIM), el gas de
Camisea ya está llegando a su tope para abastecer nuevos proyectos de
generación eléctrica.
Esta etapa crítica que afrontará el sistema eléctirico se agravaría a
51
consecuencia de mayores retrasos en la ampliación de la capacidad de
transporte de gas natural de los yacimientos hasta Lima.
En el mediano plazo, el estudio revela que el sector eléctrico enfrentará
también una seria incertidumbre y su desempeño dependerá de diversos
factores como proyectos hidroeléctricos, variables climatológicas y la
ejecución de proyectos de generación térmica en el sur del país.
Asimismo, indica que para el 2015 los precios de la energía podrían sufrir
aumentos muy considerables debido a los retrasos en la disponibilidad de
gas en el sur, demoras en la ampliación de Transportadora de Gas del Perú
(TGP), entre otros.
Otros problemas que afrontará el sector son los cuellos de botella que
enfrentan diversos proyectos basados en el gas natural del Lote 88 que
vienen reduciendo su capacidad para seguir sosteniendo el crecimiento
económico durante la próxima década.
Para enfrentar la crisis, se recomienda apostar por proyectos
hidroeléctricos por tratarse de una fuente renovable y de costos marginales,
y por el gas del lote 58 para generar electricidad en el sur del país.
El gran consumidor de gas en el Perú es la generación eléctrica que tiene
60%. El 60% es una participación demasiado alta. Si pudiera haber una
mayor producción o una mayor generación hidroeléctrica, esa va a liberar
gas del sector generación para que puedan ser atendidos otros sectores
donde se necesita más.
3.1.3 Fuentes renovables.
Además de las energías primarias (petróleo, carbón y gas natural), que son
fuentes susceptibles de agotamiento y que además deterioran el medio
52
ambiente, existen otro tipo de energías más seguras y menos
contaminantes.
Se trata de las energías renovables o energías del futuro, y son aquellas
que producen electricidad a partir del sol, el viento y el agua. Son fuentes
inagotables pero que todavía presentan grandes dificultades de
almacenamiento y son menos eficientes ya que las instalaciones tienen
poca potencia y el coste de producción es elevado.
Actualmente, la producción de estas energías está aumentando, pero por
debajo de las expectativas.
Por último, hay que hablar de la energía nuclear, se trata de una forma de
producción eléctrica en grandes cantidades a bajo coste, pero que plantea
mucha polémica ya que ante un fallo en sus centrales de producción, la
población corre alto riesgo de contaminación radiactiva y esto hace que
genere un fuerte rechazo social.
Las Fuentes de energía renovables son aquellas que, tras ser utilizadas, se
pueden regenerar de manera natural o artificial. Algunas de estas fuentes
renovables están sometidas a ciclos que se mantienen de forma más o
menos constante en la naturaleza.
Existen varias fuentes de energía renovables, como son
Energía mareomotriz (mareas)
Energía hidráulica (embalses)
Energía eólica (viento)
Energía solar (Sol)
Energía de la biomasa (vegetación)
3.1.4 Fuentes no renovables
Energía no renovable se refiere a aquellas fuentes de energía que se
encuentran en la naturaleza en una cantidad limitada y una vez consumidas
en su totalidad, no pueden sustituirse, ya que no existe sistema de
producción o extracción viable. Dentro de las energías no renovables
existen dos tipos de combustibles:
53
Las Fuentes de energía no renovables son aquellas que se encuentran de
forma limitada en el planeta y cuya velocidad de consumo es mayor que la
de su regeneración
Existen varias fuentes de energía no renovables, como son
Los combustibles fósiles (carbón, petróleo y gas natural)
La energía nuclear (fisión y fusión nuclear)
3.1.5 Tipos de centrales
Definición de central eléctrica
Una central eléctrica es una instalación capaz de convertir la energía
mecánica en energía eléctrica.
Las principales fuentes de energía son el agua, el gas, el uranio, el viento y
la energía solar. Estas fuentes de energía primaria para mover los álabes
de una turbina, que a su vez está conectada en un generador eléctrico.
Hay que tener en cuenta que hay instalaciones de generación donde no se
realiza la transformación de energía mecánica en electricidad como, por
ejemplo:
Los parques fotovoltaicos, donde la electricidad se obtiene de la
transformación directa de la radiación solar.
Las pilas de combustible o baterías, donde la electricidad se obtiene
directamente a partir de la energía química.
Tipos de centrales eléctricas
Una buena forma de clasificar las centrales eléctricas es haciéndolo en
función de la fuente de energía primaria que utilizan para producir la
energía mecánica necesaria para generar electricidad:
Centrales hidroeléctricas: el agua de una corriente natural o atificial,
por el efecto de un desnivel, actúa sobre las palas de una turbina
hidráulica.
54
Centrales térmicas convencionales: el combustible fósil (carbón,
fueloil o gas) es quemado en una caldera para generar energía
calorífica que se aprovecha para generar vapor de agua. Este vapor
(a alta presión) acciona las palas de una turbina de vapor,
transformando la energía calorífica en energía mecánica.
Centrales térmicas de ciclo combinado: combina dos ciclos
termodinámicos. En el primero se produce la combustión de gas
natural en una turbina de gas, y en el segundo, se aprovecha el
calor residual de los gases para generar vapor y expandirlo en una
turbina de vapor.
Centrales nucleares: la fisión de los átomos de uranio libera una
gran cantidad de energía que se utiliza para obtener vapor de agua
que, a su vez, se utiliza en un grupo turbina-alternador para producir
electricidad.
Centrales eólicas: la energía cinética del viento se transforma
directamente en energía mecánica rotatoria mediante un
aerogenerador.
Centrales termoeléctricas solares: la energía del Sol calienta un
fluido que transforma en vapor otro segundo fluido, que acciona la
turbina-alternador que consigue el movimiento rotatorio y así,
generar electricidad.
Centrales de biomasa o de residuos sólidos urbanos (RSU): utilizan
el mismo esquema de generación eléctrica que una central térmica
convencional. La única diferencia es el combustible utilizado en la
caldera, que proviene de nuestros residuos.
3.2 ENERGÍA CINÉTICA DEL AGUA
3.2.1 La energía
La energía es la capacidad de hacer trabajo y de transferir calor. Se realiza
trabajo cuando un objeto o una sustancia se mueve en una cierta distancia.
55
La energía es necesaria para llevar a cabo procesos, como es hervir el
agua o prender candiles. La energía es también flujo de calor desde un
objeto o sustancia caliente hacia otra fría, cuando estos son puestos en
contacto. Un claro ejemplo de esto es que el agua se calienta cuando es
introducida en una caldera.
La energía tiene muchas formas, como es la luz, el calor, la electricidad, la
energía química (almarcenada en los enlaces químicos) y energía
mecánica (movimiento de la materia; como el flujo del agua)
Toda forma de energía se divide en dos tipos grandes de energía; la
primera clase de energía es la energía cinética, la energía del movimiento y
acción. El calor es energía cinética total de átomos, iones o moléculas.
Cuando estos compuestos químicos están en movimiento debido a la
energía cinética entrarán en calor. No se puede siempre detectar el calor
que se origina por energía cinética, porque algunas veces el calor de una
substancia puede aumentar sin un incremento adicional en la temperatura.
La segunda mayor forma de energía es la energía potencial, energía que
es almarcenada y potencialmente disponible para ser usada. La energía
potencial puede ser usada para transferirse en energía cinética. Un ejemplo
de un simple objeto que contiene energía potencial es un dado que es
sostenido en tu mano. Cuando lanzas el dado la energía potencial se
transforma en energía cinética y está causa el movimiento.
3.2.2 Energía del agua
El agua, como muchas sustancias, contiene dos clases de energía. La
primera clase de energía es llamada energía cinética. Esta es la energía
que es usada durante la ejecución de procesos, como es el movimiento.
Debido a la energía cinética el agua puede fluir y las olas pueden consistir.
Pero el agua también puede contener energía potencial. Esta es la energía
que está almarcenada en el agua. Almarcenada, pero no usada. Esta
56
energía puede llegar a ser usada cuando el agua comienza a fluir. Será
transferida a energía cinética y esta causará el movimiento.
3.2.3 Generación de energía a través del agua
Cuando el agua fluje o cae, se puede generar energía. La generación de
energía a través del agua es usualmente llevada a cabo en grandes plantas
hidroeléctricas, con un número de pasos y el uso de varios aparatos, como
son las turbinas y generadores. La energía del agua puede ser usada para
producir electricidad.
3.2.4 La energía hidroeléctrica
La energía hidroeléctrica es la energía que es suministrada por la
generación de energía de catarratas (saltos de agua) o corrientes de
aguas. La energía hidroeléctrica es también llamada fuente de energía
renovable. Esto significa que la fuente, de la cual proviene la energía,
puede ser renovada. Esto es causado, distinto a las fuentes de energía no
renovables como es el crudo, nosotros no vamos a quedarnos
completamente sin agua. Puede ser renovada después de que la hayamos
usado para la generación de energía.
3.2.5 Ventajas y las desventajas de la energía hidroeléctrica
Hay varios beneficios en el uso de la energía del agua. La energía
hidroeléctrica tiene un de moderada a alta cantidad de energía útil y bajos
costes operacionales y de mantenimiento. Las plantas de energía
hidroeléctricas emiten muy poco dióxido de carbono que tiene efecto en el
calentamiento global y otros contaminantes del agua durante el proceso de
operación. Tienen una duración de vida de dos a diez veces alas plantas
de carbón y nucleares.
Las presas que son usadas en las plantas de energía ayudan a prevenir las
inundaciones y suministran una regulación del flujo para el agua de riego
57
en las áreas por debajo de ésta.
De cualquier manera, hay algunas desventajas en el uso de la energía
hidroeléctrica. Las plantas de energía hidroeléctrica requieren mucho
espacio y esto causa la desaparición de hábitat para animales. Projectos
de gran escala pueden amenazar las actividades recreativas e interrumpir
los flujos del río. Debido a la presencia de presas y reservorios, los peces
posiblemente no sean capaces de nadar hacia el mar y la vida acuática
puede decrecer en el área de la planta hidroeléctrica.
3.2.6 Generación de la energía en una central hidroeléctrica
Una planta hidroeléctrica consiste en una presa alta que es construida en
un gran río para crear un reservorio, y una estación donde el proceso de
conversión de energía tiene lugar.
El primer paso en la generación de energía en una planta hidroeléctrica es
la recolección de la escorrentía de la lluvia en lagos, corrientes, ríos,
durante el ciclo hidrológico. La escorrentía superficial fluje hacia las presas
río a bajo. El agua cae a través de la presa, en la planta hidroeléctrica y
gira una gran rueda llamada turbina. La turbina convierte la energía del
agua caida en energía mecánica que es conducida al generador. Gira un
motor, el cual rota un número de imanes en el generador. Cuando los
imanes pasan por la bobina de cobre un campo magnético es creado, el
cual ayuda a la producción de electricidad. El transformador incrementará
el voltaje de la electricidad, a niveles necesarios para enviarla a las
comunidades. Después de que este proceso tenga lugar la electricidad es
transferida a las comunidades a través de las líneas de transmisión y el
agua es liberada de nuevo a los lagos, corrientes y ríos. Esto es
enteramente no perjudicial, porque no son adicionados contaminantes al
agua durante el flujo a través de la planta hidroeléctrica.
58
3.2.7 Cantidad de energía electrica suministrada al mundo por las
plantas hidroeléctricas
Las plantas hidroeléctricas suministran sabre el 20% de la electricidad
mundial, y el 6% de la energía total comercial. Ésta es una indicación del
total del suministro eléctrico por energía hidroeléctrica en varios países:
- el 99% en Noruega
- el 75% en Nueva Zelanda
- el 50% en países en vías de desarrollo
- el 25% en China
- el 13% en los E.E.U.U.
3.2.8 Producción electricidad de mareas y de las olas
La producción de electricidad por las olas y las mareas es una opción hoy
día. Sobre dos mareas altas y dos bajas tienen lugar al día. El agua fluje
hacia dentro y hacia fuera de las costas y estuarios. Esta agua puede girar
turbinas, para producir electriciadad. Pero los analistas han llevado a cabo
estudios para ver si esta forma de suministro de energía es adecuada y
creen que la energía de las mareas pueden sólo hacer una minúscula
contribución al suministro de energía mundial, debido a los pocos lugares
adecuados, la elevada contrucción de las costas y el riesgo de destrucción
del equipamiento por la corrosión salina. De cualquier manera, hay algunas
áreas con adecuadas condiciones para producir energía mareal. Francia y
Canadá poseen las instalaciones más grandes de la energía de mareas
hoy en día.
3.2.9 Es posible la producción de electricidad mediante el calor
almacenado en el agua
Varios países creen que la energía se puede producir de los gradientes
termales de los océanos. Han estado evaluando el uso de grandes
59
diferencias termanes en los océanos tropicales para la producción de
energía. Con la energía termal del agua quieren producir corrientes que
puedan hacer girar las turbinas, para la producción de electricidad. La
energía termal de los océanos podría ser convertida en plantas de
conversión, las cuales deberían ser ancladas en el fondo del océano. La
tecnología para la producción de energía del calor almarcenado en el agua
no ha sido todavía aplicada, está en fase de investigación. Los analístas
creen que esta tecnología no tendrá suficiente valor económico para
competir con otras tecnologías de producción de energía. Una alternativa
que podría tener valor económico es la energía solar en charcas.
Atrapando los rayos solares en charcas de agua dulce que calientan el
agua, la cual causa la producción de una corriente. Esta corriente es
atrapada y usada para girar las turbinas para la producción de electricidad
El principio es el mismo que para la producción de electricidad de la
energía termal de los océanos, de culquier manera, la tecnología es mucho
más simple y la construcción y los costes de producción son moderados.
3.3 PRINCIPIO DE BERNOULLI
El principio de Bernoulli, también denominado ecuación de Bernoulli o
Trinomio de Bernoulli, describe el comportamiento de un fluido moviéndose
a lo largo de una corriente de agua. Fue expuesto por Daniel Bernoulli en
su obra Hidrodinámica (1738) y expresa que en un fluido ideal (sin
viscosidad ni rozamiento) en régimen de circulación por un conducto
cerrado, la energía que posee el fluido permanece constante a lo largo de
su recorrido.
3.3.1 Aplicaciones del principio de Bernoulli
Chimenea
Las chimeneas son altas para aprovechar que la velocidad del viento es
más constante y elevada a mayores alturas. Cuanto más rápidamente
sopla el viento sobre la boca de una chimenea, más baja es la presión y
60
mayor es la diferencia de presión entre la base y la boca de la chimenea,
en consecuencia, los gases de combustión se extraen mejor.
Tubería
La ecuación de Bernoulli y la ecuación de continuidad también nos dicen
que si reducimos el área transversal de una tubería para que aumente la
velocidad del fluido que pasa por ella, se reducirá la presión.
Natación
La aplicación dentro de este deporte se ve reflejado directamente cuando
las manos del nadador cortan el agua generando una menor presión y
mayor propulsión.
Carburador de automóvil
En un carburador de automóvil, la presión del aire que pasa a través del
cuerpo del carburador, disminuye cuando pasa por un estrangulamiento. Al
disminuir la presión, la gasolina fluye, se vaporiza y se mezcla con la
corriente de aire.
Flujo de fluido desde un tanqueLa tasa de flujo está dada por la ecuación
de Bernoulli.
Dispositivos de Venturi
En oxigenoterapia, la mayor parte de sistemas de suministro de débito alto
utilizan dispositivos de tipo Venturi, el cual está basado en el principio de
Bernoulli.
Aviación
Los aviones tienen el extradós (parte superior del ala o plano) más curvado
que el intradós (parte inferior del ala o plano). Esto causa que la masa
superior de aire, al aumentar su velocidad, disminuya su presión, creando
así una succión que sustenta la aeronave.
3.4 MINICENTRALES HIDRÁULICAS
La minicentrales hidroeléctricas, a nivel mundial, europeo y estatal en los
últimos años, no ha dejado “indiferentes” a nuestros ríos. Esta forma de
producción de energía, que se incluye dentro de las energías renovables,
ha demostrado tener numerosos impactos sobre los ríos españoles, que en
61
muchas ocasiones han pasado desapercibidos, y que actualmente,
empiezan a tener sus consecuencias.
A modo de resumen, se puede decir que una minicentral hidroeléctrica es
una central de producción de energía eléctrica que aprovecha la diferencia
de desnivel existente entre dos puntos del tramo de un río, para generar,
gracias a la fuerza del agua, que “cae” desde un punto a otro, energía
eléctrica. Se habla de minicentrales hidroeléctricas, cuando la potencia
instalada es menor a 10 Megawatios (MW).
Las minicentrales hidroeléctricas están muy condicionadas por las
peculiaridades y características que presente el lugar donde vayan a ser
ubicadas.
Dependiendo del emplazamiento donde se sitúe la central, será necesario
la construcción de todos o sólo algunos de los siguientes elementos:
Azud: estructura transversal al cauce que embalsa el agua.
Toma de agua:infraestructura para desviar el agua.
Canal de derivación: canal que conduce el agua hasta el edificio
donde se encuentra la turbina.
Cámara de carga: recibe el agua procedente del canal de
derivación.
Tubería forzada: sale de la cámara de carga y conduce el agua
hasta la turbina.
Edificio central y equipamiento electro-mecánico: edifico donde
está(n) la(s) turbina(s) y otro tipo de equipamientos.
Canal de descarga: recibe el agua que ya se ha turbinado.
Subestación y línea eléctrica.
Existen varias clasificaciones de este tipo de instalaciones, en función de
distintos parámetros, como son la ubicación o según el uso que hagan del
caudal que utilizan. Teniendo en cuenta este último parámetro, podemos
hablar de:
62
Las de regulación: almacenan el agua y la turbinan en determinados
momentos.
Las fluyentes: no almacenan agua y turbinan el caudal que circula
por el río en cada instante.
Aunque todos los elementos que conlleva la construcción de este tipo de
instalaciones sobre los ríos, tienen impactos más o menos severos, la
construcción del azud, genera, sin duda, los mayores cambios sobre el río o
arroyo sobre el que se construyan.
Los hay pequeños: (aunque no por ello, su construcción deja de tener
consecuencias):
Fig. 4. Minicentral Hidroeléctrica
Los hay de una mayor anchura (de margen a margen del río):
Fig. 5. Minicentral Hidroeléctrica
63
Bloquear físicamente un río o arroyo, y en ocasiones, en numerosos tramos
de un mismo río o arroyo (hay ríos en España que están totalmente
“tramificados” por este tipo de instalaciones), tiene numerosos impactos:
Efecto barrera para la fauna acuática, principalmente, la fauna
piscícola. Modificación del régimen de caudales.
Modificaciones en el transporte de sedimentos y las variaciones en
las características físico-químicas del agua.
Modificaciones en la morfología del cauce y la composición del
sustrato.
Variaciones en la composición y estructura de las comunidades de
macrófitas y el perifiton. Estos impactos pueden requerir períodos
entre 1 y 100 años para volver a llegar a un nuevo estado de
“equilibrio”.
La magnitud de todos los impactos señalados es variable, en función,
principalmente, del tamaño de la presa y de la forma en que se manipula el
régimen de caudales.
Estos y otros impactos, han sido, o bien ignorados, o bien infravalorados,
por los promotores de estos proyectos y por las administraciones públicas
que los han autorizado. El resultado de este tipo de instalaciones sobre los
ríos, ha dado lugar a cambios sobre los mismos, con distintas
consecuencias:
Cambios en la composición y estructura de las poblaciones de
peces. Se pueden producir, ciertos casos, que aunque son extremos,
pueden tener lugar, como por ejemplo: cuando un azud, bloquea
completamente una ruta migratoria de reproducción, aislando los
lugares de crecimiento y reproducción. Ello puede llevar a la extinción
total de la población, y a la pérdida de diversidad genética en el
conjunto de la especie, en el caso de existencia de poblaciones locales
genéticamente singulares, como resulta frecuente en el caso de los
salmónidos (truchas y salmones).
64
Se ha variado el régimen de sólidos de los ríos. Dicho régimen, es
uno de los aspectos más importantes en el funcionamiento de todo el
sistema fluvial. La retención de sólidos, como consecuencia, de los
numerosos azudes que se han construido en los ríos, cambia la
dinámica del río (erosión-transporte y sedimentación). Estos cambios,
tienen consecuencias, en muchas ocasiones de carácter imprevisible.
Sin embargo, una posible consecuencia, que ya ha sido estudiada por
distintas entidades, públicas y privadas, es la disminución de los
sedimentos y aporte de nutrientes en la desembocadura de los ríos. Es
probable, que exista una relación directa entre la falta de sedimentos y
nutrientes en estos lugares, y la disminución de muchas poblaciones de
peces y la regresión de deltas, estuarios y marismas.
El embalsamiento artificial del agua, que cambia la calidad de la
misma. En función de los parámetros físico-químicos que se cambien,
el destino de ese agua, puede verse comprometido para otros usos,
como por ejemplo, el abastecimiento de poblaciones. De manera
general, se puede decir que un agua retenida de manera artificial,
tiende a eutrofizarse.
El cambio en el régimen natural de caudales que se produce en el
río es muy importante. Las minicentrales hidroeléctricas, cambian,
notablemente ese régimen de caudales. Régimen al que están
adaptadas, las especies presentes en el río. Las subidas bruscas de
caudal que se producen en un tramo de río, cuando se está turbinando,
o bien las bajadas, también muy bruscas, cuando se deja de turbinar,
afectan tanto a las especies de fauna acuáticas, fundamentalmente,
peces y macroinvertebrados, y a los procesos de erosión, transporte y
sedimentación del río, cambiando, la morfología del tramo de río
afectado, y la composición del sustrato. Estos procesos que sufre el río,
conllevan continuos cambios de ajuste-reajuste que a su vez, tienen
consecuencias. No es lo mismo, devolver el agua (ya turbinada) en
unas épocas que en otras al río.
65
El embalsamiento del agua, va a generar una lámina de agua, que va a
inundar una parte de los terrenos adyacentes al río, que antes no
estaban inundados. La desaparición de vegetación de ribera, de
refugios de fauna, la degradación de etc también tiene serias
consecuencias.
Aquí, solamente se señalan algunas de las principales consecuencias de la
construcción del azud, que generalmente lleva asociado, la construcción de
minicentrales hidroeléctricas. Sin embargo, también hay que considerar los
impactos que generan, los demás elementos asociados a las minicentrales,
señalados anteriormente y, las obras y mantenimiento necesarios para su
conservación.
3.5 CLASIFICACIÓN DE LAS CENTRALES POR POTENCIA Y PRESA
Pueden ser clasificadas según varios argumentos, como características
técnicas, peculiaridades del asentamiento y condiciones de funcionamiento.
Según utilización del agua, es decir si utilizan el agua como discurre
normalmente por el cauce de un río o a las que ésta llega,
convenientemente regulada, desde un lago o pantano.
3.5.1 Centrales de Agua Fluente:
Llamadas también de agua corriente, o de agua fluyente. Se construyen en
los lugares en que la energía hidráulica debe ser utilizada en el instante en
que se dispone de ella, para accionar las turbinas hidráulicas. No cuentan
con reserva de agua, por lo que el caudal suministrado oscila según las
estaciones del año.
En la temporada de precipitaciones abundantes (de aguas altas),
desarrollan su potencia máxima, y dejan pasar el agua excedente. Durante
la época seca (aguas bajas), la potencia disminuye en función del caudal,
llegando a ser casi nulo en algunos ríos en la época del estío.
Su construcción se realiza mediante presas sobre el cauce de los ríos,
para mantener un desnivel constante en la corriente de agua.
66
3.5.2 Centrales de Agua Embalsada:
Se alimenta del agua de grandes lagos o de pantanos artificiales
(embalses), conseguidos mediante la construcción de presas. El embalse
es capaz de almacenar los caudales de los ríos afluentes, llegando a
elevados porcentajes de captación de agua en ocasiones. Este agua es
utilizada según la demanda, a través de conductos que la encauzan hacia
las turbinas.
3.5.3 Centrales de Regulación:
Tienen la posibilidad de almacenar volúmenes de agua en el embalse, que
representan periodos más o menos prolongados de aportes de caudales
medios anuales.
Prestan un gran servicio en situaciones de bajos caudales, ya que el
almacenamiento es continuo, regulando de modo conveniente para la
producción. Se adaptan bien para cubrir horas punta de consumo.
3.5.4 Centrales de Bombeo:
Se denominan 'de acumulación'. Acumulan caudal mediante bombeo, con
lo que su actuación consiste en acumular energía potencial. Pueden ser de
dos tipos, de turbina y bomba, o de turbina reversible.
La alimentación del generador que realiza el bombeo desde aguas abajo,
se puede realizar desde otra central hidráulica, térmica o nuclear.
No es una solución de alto rendimiento, pero se puede admitir como
suficientemente rentable, ya que se compensan las pérdidas de agua o
combustible.
Según la altura del salto de agua o desnivel existente:
67
3.5.5 Centrales de Alta Presión:
Aquí se incluyen aquellas centrales en las que el salto hidráulico es
superior a los 200 metros de altura. Los caudales desalojados son
relativamente pequeños, 20 m3/s por máquina.
Situadas en zonas de alta montaña, y aprovechan el agua de torrentes, por
medio de conducciones de gran longitud. Utilizan turbinas Pelton y Francis.
3.5.6 Centrales de Media Presión:
Aquellas que poseen saltos hidráulicos de entre 200 - 20 metros
aproximadamente. Utilizan caudales de 200 m3/s por turbina.
En valles de media montaña, dependen de embalses. Las turbinas son
Francis y Kaplan, y en ocasiones Pelton para saltos grandes.
3.5.7 Centrales de Baja Presión:
Sus saltos hidráulicos son inferiores a 20 metros. Cada máquina se
alimenta de un caudal que puede superar los 300 m3/s. Las turbinas
utilizadas son de tipo Francis y especialmente Kaplan.
68
CAPÍTULO 4
APLICACIÓN TÉCNICA DE IMPLEMENTACIÓN
DE UNA CENTRAL HIDRÁULICA ADAPTADAS A
CANALES DE RIEGO
4.1 INTRODUCCIÓN
El Perú tiene una larga tradición en el riego que es la base de la actividad
agraria y que fue sustento de la sociedad andina. Los antiguos pobladores
de la costa realizaron grandes obras de ingeniería para aprovechar los
escasos recursos hídricos disponibles. También crearon una fuerte y
centralizada organización que giraba en torno al riego. En el Periodo
Formativo 3000 años AC., la Cultura Chavin inicia el riego con pequeños
canales. En el Periodo Floreciente 100 años A.C., la Cultura Mochica
emprende un vasto sistema de riego que se extendió entre Lambayeque y
Nepeña. Su apogeo se sitúa entre los siglos III y IX de nuestra era. El
"Canal La Cumbre" (110 Km. de longitud), el "Acueducto Ascope" ambos en
Chicama y la represa San José, son las obras más importantes. La Cultura
Nazca 100 A.C., construyo los famosos acueductos subterráneos en el
mismo cauce del río para recolectar el agua del subsuelo y utilizarla en el
periodo de estiaje. Los túneles, muchos de más de un km de longitud,
tienen aberturas ("ojos") para realizar el mantenimiento. En el Periodo
tardío, floreció la Cultura Chimú siglos VIII y IX, ocupando una larga faja de
la Costa (Olmos-Pativilca). Ellos irrigaron los intervalles por medio de
grandes canales, al estilo egipcio, para aprovechar al máximo las aguas de
las avenidas. "Pabur" (Piura), "Raca Rumi" y "Cucureque" (Lambayeque),
son los canales de riego más importantes. En el Periodo Inca (siglos XII al
XIV) se continúa el aprovechamiento de las tierras del desierto y se impulsa
el desarrollo de las laderas y de las quebradas de los cerros en la sierra
mediante la construcción de andenes. Aprovechan al máximo el agua -
69
símbolo de vidaevitando el desperdicio y el mal uso. Existían penas muy
severas para los que alteraran el reparto. La limpieza anual de los canales
era una tarea obligatoria, el Curaca* o Cacique* era el responsable para la
organización de estas labores, acompañado por el "Varayoc"* o alcalde.
Algunos historiadores consideran una superficie cultivada en la Costa
(siglos XIII-XIV) en mas de 700,000 ha; los cultivos sembrados: maíz,
algodón nativo, pallar, frijol, etc, eran de bajo consumo de agua. En el Perú
Colonial (siglos XV-XVIII) la agricultura fue reemplazada por la actividad
minera. El área de cultivo alcanza unas 35 300,000 ha. El proceso de
despoblación indígena, las guerras pizarristas, las "mitas"* y la viruela,
contribuyen a esta decadencia. En este periodo se destacan disposiciones
en torno al aprovechamiento y administración de las aguas: La Real Cédula
del 20 de noviembre de 1536 dada por el Emperador Carlos V, ordenando
que los españoles se repartieran el agua de acuerdo a los "usos y
costumbres" de los indios y respetando sus derechos; el Reglamento de
Antonio de Saavedra, Deán de la Catedral de Trujillo (1660); y, el
Reglamento de Cerdán (1793), Juez de Aguas y Oidor de la Audiencia. A
comienzos del siglo XX, Periodo Republicano, el Estado toma mayor interés
en las obras de irrigación; se crea diversos organismos: Ingenieros de
Minas y Aguas (1904), el Servicio Hidrológico (1911). Se contratan los
servicios del Ing. Charles Sutton (1914), pionero de las irrigaciones y se
obtiene el primer préstamo para la ejecución de obras de irrigación. En el
segundo gobierno de Leguía (1919-30) se inicia una política de irrigaciones
y se ejecutan pequeños proyectos de riego y diversos estudios de irrigación
(Olmos). En 1930 se crea la Dirección de Aguas e Irrigación que se
encarga de los estudios y ejecución de obras de regadío. En 1945-48 se
elaboró el Plan Nacional de Irrigación y Mejoramiento de Riego. Entre 1948
y 1956 el peso de las inversiones públicas alcanza niveles sin precedentes:
50% respecto al total de la inversión publica de 1952. Se destacan las
obras de derivación del río Quiroz al río Piura y la del Chotano al río
Chancay-Lambayeque. Entre 1956 y 1968, se ejecuta la irrigación La Joya,
las presas de San Lorenzo y Tinajones y se inicia la ejecución de pequeños
70
y medianos proyectos de irrigación. A partir de 1970 se da impulso a la
construcción de los Grandes Proyectos hidráulicos, ubicados en su mayoría
en la costa.
4.2 APLICACIÓN TECNICA
Las centrales hidroeléctricas constituyen nuestra mayor fuente de energía
renovable en la actualidad. Estas pueden considerarse indirectamente
centrales solares, dado que gracias a la energía del sol, el agua se evapora
de los océanos y fluye por los ríos haciendo girar las gigantescas turbinas.
Lamentablemente, la construcción de los gigantescos embalses provoca en
ocasiones un impacto negativo sobre los ecosistemas que los rodean.
Afortunadamente existen varios emprendimientos que intentan aprovechar
la corriente de ríos y mareas de manera sustancialmente menos invasiva
para el ecosistema mediante dispositivos que se colocan en los lechos de
ríos u océanos para aprovechar el movimiento del agua. Nos
concentraremos en tres sistemas: el Free Flow Kinetic Hydropower, el
Seagen y la UTG.
Verdant Power, una empresa de origen norteamericana y canadiense
diseña y comercializa unas turbinas similares a los molinos de viento
modernos con la diferencia que estas se colocan debajo del agua en el
lecho de ríos u océanos. Las turbinas son invisibles desde la superficie, no
hacen ruido, y se colocan de manera a no interferir con la navegación. Su
diseño permite orientarlas de manera precisa a la dirección de la corriente,
al igual que un molino de viento tradicional.
71
Fig. 6. Esquema de la turbina de Verdant Power – foto gentileza Verdant Power
El sistema de Verdant Power, llamado Free Flow Kinetic Hydropower
System, utiliza turbinas horizontales de tres palas. Ya se han instalado 6
turbinas de cuarta generación en la ciudad de Nueva York donde
aprovechan la corriente del East River. Esta matriz de turbinas, tras 9000
horas de funcionamiento proporcionó a la red 70MWh de energía. Según
Verdant Power, el mantenimiento requerido por este sistema es mínimo,
aunque cabe destacar que por su ubicación subacuática, parecería ser
delicado y costoso.
Fig. 7. Turbinas de Verdant Power transportadas para su instalación en Nueva York – foto gentileza
Verdant Power
72
Marine Current Turbines utiliza un enfoque distinto. Su unidad llamada
Seagen también se ubica sobre el lecho de un río o mar, aunque su torre
sobresale de la superficie del agua. En el año 2008, se instaló una unidad
que genera 1,2MW de energía limpia en Strangford Lough, en el Reino
Unido. Hasta el presente, ha generado 3800 MWh por año, representando
un ahorro de emisiones de 1695 toneladas de CO2 dada la matriz
energética del Reino Unido. Los dos rotores tienen un diámetro de 16m y
una velocidad nominal de 14,3 rpm. La velocidad media de la corriente en
el lugar es de 3,7 m/s y la máxima de 4,8 m/s.
Fig. 8. Diagrama de la unidad Seagen – foto gentileza Sea Generation Ltd
A su vez, Ocean Renewable Power Company (ORPC) construyó un
sistema basado en un diseño helicoidal que permite aprovechar las mareas
o la corriente de un río siempre y cuando estas excedan una velocidad de
1,8 nudos (3,3 km/h). Cada sección de la turbina está compuesta por cuatro
cuchillas helicoidales fabricadas en materiales especiales, resistentes a la
corrosión provocada por el agua salada. El sistema está diseñado para
funcionar con corrientes de ambos lados, cualidad importante para lograr el
aprovechamiento de mareas oceánicas. Otra gran ventaja es que estas se
acuestan sobre el lecho y su mínima altura logra con una interferencia cuasi
73
despreciable para la navegación. Al no tener engranajes, no requiere
lubricación y no generan ningún tipo de contaminación al agua.
Fig. 9. Barco transportando una turbina helicoidal de ORPC – Foto
gentileza ORPC
Estos tres sistemas funcionan con los mismos principios que una turbina de
viento: las aspas giran y alimentan un generador. Una gran ventaja de
instalar estas turbinas debajo del agua es que esta ultima es 800 veces
más densa que el aire permitiendo conseguir altas potencias con corrientes
de baja velocidad. La electricidad que generan proviene de una fuente
renovable y limpia, instalándose en grupos o matrices de manera a crear
sistemas escalables de generación a medida que los requerimientos
energéticos crecen.
Las tres empresas se jactan que estos sistemas no interfieren con la vida
marina dado en parte por las bajas velocidades de rotación. Sin duda éstos
parecen ser menos invasivos para los ecosistemas que las gigantescas
represas existentes y pueden llegar a ser una solución ideal para alimentar
de electricidad a pueblos a orillas de ríos, o en zonas con fuertes mareas.
Sin embargo, cabe destacar que la cantidad de unidades requeridas para
alimentar ciudades enteras abarcaría una superficie extremadamente
amplia. Si bien su mantenimiento no parece muy simple, las pocas obras de
ingeniería necesarias para su instalación son muy alentadoras. Nuestro
74
territorio parece a primera vista ideal para este tipo de tecnología dada la
gran cantidad de ríos y agua que nos rodean.
4.3 LA EXPERIENCIA DE ITDG-PERU
La idea de utilizar la .fuerza de la corriente de los ríos no es nueva, existen
muchas propuestas de diseño de turbinas para aprovechar este recurso a
pequeña y gran escala1. Sin embargo, en la realidad, poco se conoce
sobre experiencias de aplicación masiva, más allá de algunos modelos
artesanales de aplicación muy restringida (modelos ad-hoc para cada
caso). La experiencia más destacable conocida por su largo esfuerzo de
desarrollo ha sido el caso de la turbina Garman, diseñada por el Británico
Peter Garman, un investigador quien inició en ITDG sus actividades en el
tema.
A inicios de los 80´s, la oficina de ITDG en United Kingdom, realizó algunos
trabajos sobre las turbinas de río utilizando un rotor de eje vertical tipo
Darrieus. Un prototipo de 4m2 fue diseñado e instalado en el río Nilo al sur
de Sudán con resultados satisfactorios.
La falta de fondos hizo que ITDG descontinuara la investigación. Entre
1988 y 1994, Peter Garman, el ingeniero responsable del proyecto iniciado
por ITDG continuó con el trabajo por cuenta propia desarrollando una
turbina de eje inclinado respecto a la horizontal (aprox. 30º) para el bombeo
de agua, diseño que obtuvo el premio a la .Tecnología Apropiada. En 1903.
El desarrollo, mejoras y pruebas de la turbina han sido continuos,
actualmente se fabrica y comercializa en Sudán, Egipto, Somalia y otros
países del Africa. Una de las características de estos equipos es que
pueden operar con velocidades del río entre 0.6 y 1.5 m/s, pudiendo irrigar
hasta 12 hectáreas de vegetales en 14 horas de trabajo diario. La máxima
altura de bombeo es de 25 m.
75
4.3.1 Actividades de desarrollo de turbinas de río en el Perú
En 1996, el Programa de Energía de ITDG-Perú, inició algunas actividades
conjuntas con Peter Garman para adap- tar su diseño .la turbina Garman.,
en la generación de electricidad en peque-ñas potencias y así satisfacer las
pequeñas demandas de energía en las pequeñas comunidades ribereñas
de la selva peruana, con la posibilidad de que una vez probado su
funcionamiento, se pueda transferir dicha tecnología a otras regiones donde
existan recursos hídricos utilizables mediante esta máquina.
Algunas de las actividades conjuntas fueron las visitas de prospección de
recursos en los ríos, Napo, Amazonas y Huallaga, encontrándose viable el
uso de esta máquina para una gran cantidad de pequeñas comunidades de
la selva peruana, especialmente en aquellos ríos cuyo gradiente es un poco
mayor como es el caso del río Napo.
Durante los siguientes años con la colaboración de organismos de
cooperación técnica se logró financiar e Instalar un modelo de 500W de
potencia en la comunidad El Paraíso, y que actualmente sirve como unidad
piloto, en la cual el Programa de energía continua su trabajo de
investigación y adaptación de la tecnología.
4.3.2 Experiencia de la comunidad El Paraiso.
Tomando en consideración las evaluaciones previas del potencial
energético, la evaluación del nivel de organización de las comunidades, el
grado de interés y la cercanía a Iquitos lo que facilitaba el montaje, pruebas
y monitoreo, se decidió la instalación del prototipo en la Comunidad Centro
Unión Paraíso.
a) Ubicación del proyecto: La Comunidad de Paraíso se encuentra a
orillas del río Napo, distrito de Mazán, provincia de Maynas,
departamento de Loreto. El acceso a esta comunidad se realiza en
76
transporte bi-modal partiendo del Puerto de Productores en Iquitos en
los llamados rápidos4 hasta el Puerto de Varadero en Mazán (1 hora
de viaje por el río Amazonas), se continua vía terrestre en motocar
hasta el Puerto de Mazán, para finalmente cruzar el río Napo,
normalmente en pequepeque5 , hasta la comunidad de Paraíso. El
tiempo total de viaje efectivo es de aproximadamente 1.5 horas.
Fig.10. Turbina Garman para bombeo de agua
b) El acceso a la energía: La comunidad El Paraíso como la gran mayoría
de comunidades rurales de la selva peruana tiene problemas muy
serios para el acceso a la energía; especialmente en lo que se refiere
al alumbrado, ya que cuenta con limitadas opciones energéticas; su
posibilidad de acceso a la red nacional es nula, no existen (o si existen
son muy escasos) lugares donde se pueda utilizar energía hidráulica
bajo la óptica y las tecnología existentes en el medio (mini o
microcentrales hidráulicas), existen abundantes recursos de biomasa
en base a una muy rica y variada flora de la zona, sin embargo este
recurso no se puede utilizar sólo para la cocción de alimentos, pues su
uson o viabilidad en la generación de energía a pequeña escala está
77
aún en investigación, la energía solar fotovoltaica es una alternativa
pero todavía sigue siendo costosa.
El uso de baterías ha servido actualmente para satisfacer pequeñas
demandas de energía (radio, TV, iluminación). La desventaja, en este
sentido, es el alto costo que implica el servicio de recarga, el cuál sólo se
puede realizar en las grandes ciudades o capitales de distrito, con el
consiguiente gasto en tiempo (en algunos hasta dos días de viaje) y dinero
(pasaje, alimentación y el costo del servicio). Dependiendo del lugar y la
oferta, el costo por recargar una batería varía entre S/. 3 a S/.7. No
obstante, las comunidades ribereñas de la selva tiene la oportunidad de
utilizar un recurso natural existente en los ríos, potencial que ha sido
confirmado por ITDG en una breve evaluaci ón de campo, en las que se
realizaron mediciones de la velocidad en algunos ríos de la selva alta y baja
del Perú.
c) Instalación del primer prototipo: La instalación de un equipo en calidad
de prueba fue la primera fase del desarrollo, este equipo fue donado en
su totalidad por Thropton Energy Systems (TESUK). El equipo estaba
compuesto por un rotor tripala (fibra de vidrio), un generador eléctrico
acoplado directamente a un generador multipolo a través de un eje
tubular y un tablero de control de carga de baterías. Los resultados del
modelo instalado sirvieron como una fuente importante de información
en el proceso de aprendizaje del equipo técnico, no solamente en el
tema técnico sino en el tema social, sirvió para obtener información
valiosa para el desarrollo de un nuevo modelo bajo el concepto de
tecnología apropiada, utilizando materiales locales así como
conocimientos y habilidades locales.
Ese proceso de desarrollo se inició en Agosto de 1999, con la instalación
del primer prototipo por el equipo Técnico del programa de Energía de
ITDG y los pobladores de la comunidad de Paraíso. El funcionamiento de la
78
máquina prototipo instalada fue altamente irregular, entre otras cosas
debido a que la máquina donada no había sido probada en campo. Las
fallas fueron tanto en los componentes eléctricos y electrónicos, así como
en los componentes mecánicos.
A pesar de ello, en el poco tiempo que estuvo funcionando el equipo los
resultados fueron alentadores:
La comunidad comprendió que este tipo de tecnología es una opción
real para acceder a la energía eléctrica, por tanto el entusiasmo por
continuar investigando conjuntamente con ITDG fue en aumento.
Durante los cortos períodos que llego a funcionar la máquina prototipo,
los pobladores de comunidades vecinas y de Mazán7, recurrían a
Paraíso para recargar sus baterías, tanto por el costo como por la
rapidez del servicio.
El costo del servicio de cargado de baterías en comunidades vecinas
había bajado sustancialmente, en Mazán, por ejemplo el costo
inmediatamente se redujo al 50%.
El proceso de adaptación de la tecnología se aceleró con el lamentable
fallecimiento de Peter Garman (Propietario de TES-UK), puesto que al
desaparecer el principal investigador e inventor de esta máquina en UK,
ITDG continuó solo en el proceso. Este hecho implico un trabajo mayor de
gabinete no previsto inicialmente, desarrollo pormenorizado de cada una de
los componentes, pasando por cálculos teóricos, diseños de ingeniería,
construcción y pruebas de un nuevo modelo.
79
Fig. 11. Esquema de instalación de la turbina de río
Fig.12. Equipo donado por TES, montaje del generador
80
4.3.3 La Turbina de Rio
Diseño de los alabes
Para el diseño aerodinámico de los alabes se ha aplicado la teoría del ala
utilizada en el diseño de aerogeneradores, con la salvedad de que en este
caso se trata de una máquina sometida a eventuales esfuerzos mayores y
obviamente con otro tipo de fluido (agua).
a) El Rotor
Tres alabes fabricados en fibra de vidrio
Diámetro nominal, 1.75 m.
Velocidad de giro, 45 r.p.m. a 1 m/s de la velocidad del río
Dos platos de sujeción en acero inoxidables para el montaje de los
alabes
b) El Generador: Siempre con el objetivo de reducir costos y contar con
una tecnología que pueda ser fabricado localmente, ITDG comenzó a
trabajar en el desarrollo de un generador de imanes permanentes, los
que permitieron reducir la velocidad de generación, por un lado y por el
otro, obtener un bajo costo del equipo10 el mismo que pudiera ser
adaptado al rotor de la turbina de río y finalmente proceder a su
fabricación y pruebas. Los principales componentes del sistema son:
Generación de corriente alterna que a través de un sistema de diodos
rectificadores transforma el voltaje a 12 V y potencia, 250 W a 360
r.p.m.
c) Árbol de transmisión
Consiste en un tubo de acero galvanizado de 1.5. de diámetro
nominal. Esta acoplado directamente al rotor.
Este tubo va encapsulado en otro de las mismas características con
2.5. de diámetro nominal, que sirve de soporte y protección.
81
d) Otros
Fajas y poleas: componente intermedio entre el árbol de transmisión y
el generador, es un amplificador de velocidad.
Tablero de control: cuenta con los instrumentos de medición básicos
(voltímetro y amperímetro), y los respectivos diodos rectificadores
para 12 V.
Balsa flotante, de fabricación local por los propios pobladores.
Fig. 13. Primer prototipo en funcionamiento
Fig. 14. Alabes del rotor
82
El equipo se terminó de instalar en abril del 2002 y viene brindando el
servicio de carga de baterías en la comunidad de Paraíso. ITDG continúa
con el monitoreo del equipo, habiéndose realizado la última visita en
Octubre del 20021, después de 6 meses de funcionamiento, en la que se
pudo comprobar que el equipo viene funcionando normalmente siendo lo
más importante que los pobladores han asimilado y apropiado la tecnología
pudiendo fácilmente realizar las operaciones de mantenimiento, montaje y
desmontaje del sistema.
Fig. 15. Generador de imanes permanentes
4.3.4 La organización de la comunidad
Si bien el proyecto tenía esencialmente objetivos técnicos y por lo tanto la
máquina de carácter .piloto., debía mostrar principalmente resultados sobre
su comportamiento. El equipo encargado del desarrollo consideró de
mucha importancia trabajar en el tema de la organización, tanto para el
apoyo necesario de la comunidad durante toda la etapa de desarrollo así
como para la futura operación y mantenimiento del equipo y el uso de la
energía.
Fue así que se realizó un estudio socioeconómico de la comunidad con la
participación activa de la población a fin de identificar las principales
necesidades básicas, el nivel de organización y el grado de instrucción y
83
habilidades de los pobladores. En base a este estudio se consideró muy
importante trabajar en el tema de creación de la capacidad local y de la
organización para el correcto manejo de los equipos y el eficiente uso de la
energía.
Un tema importante fue definir el tipo de organización que tendría a cargo la
responsabilidad del manejo y administración del sistema en su conjunto
(generación, cargador de baterías, TV, VHS y refrigerador). Después de un
análisis conjunto entre la población, autoridades e ITDG se llegó a la
decisión de formar un COMITÉ DE ADMINISTRACION Y GESTION, que se
encargaría de dar cuenta del manejo del sistema en su conjunto, así como
de velar por su buen estado.
4.3.5 La capacitación en O&M
Los miembros del Comité y los encargados de la operación del equipo
debían ser capacitados para el manejo y administración de los servicios
instalados. En consecuencia la capacitación se dio en dos rubros: técnico y
administrativo.
En la capacitación se utilizó con bastante insistencia el principio de
.aprender haciendo., es decir en la medida en que se hacía la instalación
las autoridades y pobladores intervenían en el montaje de los equipos; esta
metodología tuvo importantes resultados, ya que al final del proceso de
instalación se podía contar con un grupo importante de pobladores con el
conocimiento y habilidad necesarias para el montaje y desmontaje de la
turbina en su conjunto.
La capacitación no se limita a la formación de los comuneros a cargo de la
operación y mantenimiento de los equipos, sino a toda la población, por
cuanto era imprescindible que los pobladores conozcan algunos temas
críticos como la capacidad de generación de los equipos y por ende la
capacidad de suministro de energía, la necesidad de cuidado en términos
de operación y mantenimiento y la necesidad de contar con sistemas
sostenibles en el tiempo.
84
4.3.6 Los impactos en la población
El proyecto durante su desarrollo, tal como se ha indicado, atravesó etapas
de incertidumbre, sin embargo pese a ello la organización comunal continuó
impulsando el desarrollo total del mismo. El liderazgo de los representantes
de la comunidad ha sido muy importante para contar con la mano de obra
local, así como el apoyo brindado a la instalación de los equipos. Esto ha
servido para que otras comunidades como Petrona se hayan beneficiado
con la implementación de otros equipos, como parte de este proyecto.
La economía de las familias de Paraíso se ha visto favorecida ya que es
posible brindar el servicio de cargado de baterías en la propia comunidad y
a un costo menor en relación a Mazán, sin incluir los gastos en transporte o
tiempo dedicado para este efecto. Se estima que cada familia que hacía
uso de este servicio estaría ahorrando un promedio de 6 soles por cada
recarga que realice.
El impacto de los servicios de educación y salud han servido para identificar
dos factores importantes. La utilización de la energía para el alumbrado de
aulas y el funcionamiento de TV y VHS son importantes, ya que no sólo han
mejorado el servicio de iluminación sino que los docentes tienen la
oportunidad de utilizar los equipos de audio video en el proceso de
enseñanza. Aprendizaje, mejorando así el aprovechamiento de los
educandos. La salubridad, beneficiada también por la iluminación en el
tópico, es la que hace posible que la atención se realice en condiciones
más favorables. De igual manera, el equipamiento con un refrigerador
permite tener en condiciones útiles vacunas y otras sustancias que sirven
para curaciones como mordeduras de víboras (que son muy permanentes)
y también para campañas de vacunación, previniendo diversas
enfermedades, especialmente en niños y jóvenes.
85
CAPÍTULO 5
EVALUACION DEL POTENCIAL ENERGETICO
DE LOS CANALES DE RIEGO
5.1 INTRODUCCIÓN
Se busca proponer un método de análisis de evaluación y optimización de
proyectos de generación eléctrica, a través del diseño de una herramienta
de apoyo en la toma de decisiones de inversión en pequeñas Centrales
Hidroeléctricas (PCH), que considere el ambiente de competencia del
mercado eléctrico, la regulación del sector y el mercado de capitales, entre
otros.
En el Perú, existen canales de riego con pendientes medianamente
elevadas y caudales importantes; razón de interés por su considerable
potencial energético. Si bien los desniveles permitirían aprovechamientos
hidroeléctricos convencionales las inversiones en obras civiles y en
equipamientos hidromecánicos, obligan a plantear otro tipo de solución
para captar la energía disponible.
Estos canales con sus pendientes de diseño tienen flujos de alta velocidad,
lo que significa que existe una importante cantidad de energía disponible,
principalmente cinética, que se puede convertir en energía eléctrica.
Los canales de riego del Peru presentan tales características con altas
velocidades, superiores a los 4 m/s. Esto viabiliza el uso de turbinas de tipo
hidrocinética, es decir aquellas que captan la Energía Cinética que posee la
masa de agua que circula por el canal, siendo uno de sus principales
puntos a favor el hecho de no requerir de obras civiles de importancia.
86
Dado el desarrollo lineal del cauce existe la posibilidad de instalar una
sucesión de turbinas de flujo libre en determinados tramos del canal,
generando un parque hidrocinético situación análoga a otros
aprovechamientos de energía cinética como son las centrales eólicas.
El objetivo de este trabajo es determinar el potencial hidrocinético o
energetico del cauce de referencia y analizar las condiciones favorables
para el desarrollo de un proyecto de este tipo teniendo en cuenta que el
uso principal del mismo es para riegos de importantes áreas de cultivo.
La evaluacion piloto, se hacen teniendo como referencia el Canal de la
Irrigacion Majes, pudiendo ser aplicada en el resto de los principales
canales de irrigación del Peru con los resultados obtenidos.
5.2 UBICACIÓN DEL PROYECTO
La evaluacion piloto, se hacen teniendo como referencia el Canal de la
Irrigacion Majes, pudiendo ser aplicada consecuentemente en el resto de
los principales canales de irrigación del Peru.
Fig.16. Ubicación del proyecto piloto
87
5.3 DISPONIBILIDAD DE LOS RECURSOS HIDRICOS
5.3.1 Objetivos
El objetivo es definir el recurso hidrológico existente en los canales de riego
desde la bocatoma, canales primarios y secundarios que se utilizará para la
evaluación del Potencial Energético que permitirá a los interesados la
implementación de Minicentrales Hidroeléctricas de pasada.
Es necesario precisar que para la realización de un proyecto de generación
de energía hidroeléctrica es fundamental tener bien definido el caudal
disponible.
5.3.2 Características de la Cuenca
En el marco de la ejecución de su primera etapa, el Proyecto Majes –
Siguas mediante inversión pública ha materializado la construcción de las
siguientes obras:
Represa de Condoroma (285 Hm3)
Bocatoma de Tuti (Capacidad de descarga 34 m3/seg.)
Aducción Colca-Siguas (88 km de túneles, 13 km de canales)
Bocatoma de Pitay
Derivación Siguas hacia Pampa de Majes (15 km y Q= 20 m3/s)
Red de Distribución e Infraestructura de Riego (14 mil ha, ampliables a
22 mil ha)
Carreteras y servicios
La fuente hídrica más importante se origina de las precipitaciones y de los
deshielos de los nevados que circundan esta zona: Ampato, Sabancaya
(volcán) y Ananta. En las zonas adyacentes a los nevados se presentan
afloramientos [manantiales] que contribuyen a mejorar la disponibilidad de
agua.
88
Esta cuenca recibe las aguas del trasvase Colca Siguas que son reguladas
en la presa Condoroma, las que se utilizan en las Irrigaciones Majes y
Santa Rita
La Red Hidrométrica se inicia en la Represa de Condoroma la cual regula la
descarga según el Plan de Distribución, esta descarga llega al rió Colca y
sus tributarios siendo captado este caudal en la Bocatoma de Tuti y
derivados mediante el canal Aducción Tuti – Túnel Terminal de 101 Km. De
longitud, en la Bocatoma de Tuti existe un medidor de caudal tipo Sensor
electrónico modelo OCMIII para regular las descargas., así mismo se regula
un caudal ecológico aguas abajo. En dicho canal existen 26 Válvulas que
regulan el caudal a la margen Izquierda del Río Colca haciendo un total
máximo de 1.50 m3/seg. Según Resolución Administrativa (es la dotación
de agua regulada que corresponde a la Junta de Usuarios Valle del Colca).
La descarga del Canal Aducción Tuti - Túnel Terminal es evacuado a la
quebrada de Querque y se une al río Siguas y sus tributarios siendo
recepcionado en la Bocatoma de Pitay. El Agua captada en la Bocatoma de
Pitay es derivada al canal Madre Pampa de Majes y aguas abajo., en dicha
Bocatoma existe un sensor electrónico para verificar su medición, después
de 15729 km. De túneles y canales se encuentra el desarenador Terminal
constituido por 4 naves paralelas que evacuan los sedimentos a un bosque.
Posterior al Desarenador Terminal se ubican consecutivamente los ramales
1R, 2R, 3R VR3, VR4 y Pampa Baja.
El canal 1R abastece a la sección E (E1 – E8) 3495 has., capacidad
máxima de 7.2 m3/s. y longitud total de 9.678 km.
El Canal 2R abastece a la Colina con 766.2 has, capacidad máxima de
0.6 m3/s. y longitud total de 2.741 km.
El Canal 3R abastece a las secciones B y C parte de la A y Zona
Especializada con 6355 has, capacidad máxima de 6.2 m3/s. y longitud
total de 10.606 km.
89
Finalmente para Pampa Baja con 1244.22 ha y presenta solo una regla
graduada. (Se adjunta esquema hidráulico).
Fig.17. Esquema hidraúlico Irrigación Majes
90
5.3.3 Métodos Utilizados
Para la determinación del caudal disponible se ha tenido en ceunta la
información estadística de los caudales de diseño y promedio registrados
en años anteriores., teniendo en cuenta la distribución mensual de los
caudales disponibles para los canales de riego que determina los caudales
mínimos que debe respetar el sistema de embalses destinados para riego.
Para la estimación del caudal disponible se deben respetar los derechos de
los usuarios.
En toda la temporada de riego, el caudal disponible corresponde al caudal
para los regantes que están aguas abajo del punto de ubicación del
proyecto y que puede ser devuelta a los respectivos canales de riego.
Es importante mencionar que los canales serán habilitados para que por
ellos pueda circular el caudal de diseño de la central sin que esto signifique
generar daños en los canales y obras civiles.
5.3.4 Caudales Obtenidos
El caudal de diseño disponible para el desarrollo del trabajo se muestran en
los párrafos anteriores.
Asimismo, en la TABLA N° 01 y en los ANEXOS N° 01-05 se muestran los
caudales disponibles
91
REGISTRO DE CAUDALES IRRIGACION MAJES
TABLA N° 01
5.4 OBTENCION DE LA ENERGIA
5.4.1 Objetivos de la Simulación de Generación
Luego de determinar el caudal disponible en los canales aductores, se
procede a simular la generación de energía.
Con el análisis que se realiza se pretende determinar el valor del caudal de
diseño mediante la ubicación del punto óptimo de generación según la
estadística de los caudales simulados. De esta manera se determina el
factor de planta, la potencia y la generación media anual de la central.
5.4.2 Caudal de Diseño de la Central
El criterio para determinar el tamaño óptimo se obtiene a través del caudal
de diseño, esto se cumple cuando:
Se garantiza el retorno de la inversión.
No existen riesgos en el buen funcionamiento de la central.
Se cumple cuando los ingresos marginales se interceptan con los
costos marginales.
92
5.4.3 Potencial de Generación
Con los caudales medios de las canales de irrigación se procede a simular
la operación de la central de pasada, para este caso se ha considerado
como piloto al Canal de la Irrigación Majes.
Para efecto de la simulación se consideran 2,0 metros de altura neta de
generación que corresponden a la diferencia de cotas entre los puntos
ubicados en la bocatoma y un punto en el canal aductor desde la
bocatoma. La distancia entre ambos puntos es de 400 metros en línea
recta.
El Potencial Energético del canal se estima como:
P = f * Q(m3/s)*H(m)(kW)
P = 8.56 * Q(m3/s)*H(m)(kW)
Se tiene que para este tipo de proyectos el factor f, que corresponde a la
eficiencia del sistema, tiene un valor de 8,56. Este valor corresponde a la
aceleración de gravedad, la eficiencia de la turbina y la eficiencia de
generador tal como se muestra a continuación:
f=g(m2/s)*ηturbina*ηgenerador= 9.8*0.91*0.95 = 8.56
Nota: Los valores de eficiencias de la turbina y generador
son datos indicados por los fabricantes.
Para la simulación de la central, se consideran los caudales medios de
diseño. Además se simulan 5 casos, para efectos del análisis del proyecto
93
se analiza con el caso ma yaor caudal disponible, esto ya se observa que el
caudal real de diseño que pasa por los canales es en condiciones óptimas.
Además, para la simulación, se asume un factor f de valor 8,5 para no
sobredimensionar la generación.
5.5 RESULTADOS
De acuerdo con el caudal disponible de 9.18 m3/s, se tiene un potencial
energetico de 121.1 kW, la que operar´´ia con un factor de planta de 0.90 y
se obtiene una generación media anual de 1,060,671.31 MWh. Se adjuntan
Tablas 3, 4, 5 y 6 que considera la elaboracion de la matriz con otros
caudales.
94
CAPÍTULO 6
EVALUACION ECONOMICA
6.1 INTRODUCCIÓN
Se busca proponer una metodología de evaluación y optimización de
proyectos de generación eléctrica, a través del diseño de una herramienta
de apoyo en la toma de decisiones de inversión en pequeñas Centrales
Hidroeléctricas (PCH), que considere el ambiente de competencia del
mercado eléctrico, la regulación del sector y el mercado de capitales, entre
otros.
6.2 MODELO DE ANÁLISIS DE INVERSIÓN
El objetivo final de la evaluación es determinar indicadores financieros que
permitan comparar y calificar la inversión; éstos indicadores se obtienen a
partir de los estados financieros del proyecto, los cuales son construidos en
el modelo tanto para el período pre-operativo o de construcción como para
el período operativo; éstos indicadores se estiman a partir de los beneficios
y costos del proyecto analizado.
6.3 COSTOS DEL PROYECTO
Los costos del proyecto pueden clasificarse en costos de inversión,
operación y de ley, los cuales dependen de la legislación y regulación del
sector vigentes en el Perú. A continuación se hace una descripción de
éstos costos:
Los costos de inversión para Minicentrales menores a 200 kW están dadas
en términos generales en US$ 1500 dolares americanos por cada KW. Es
95
decir para el caso evaluado en el capitulo 5, el costo de la inversion para
implementar un minicentral de 121.1 KW, seria USD 181,650 dolares
americanos (S/. 544,950.00), considerando un 5% de gastos en obras
civiles, servidumbre y otros menores.
Para el caso evaluado, las obras civiles se consideran como obras
construidas, los gastos indicados son para adecuaciones menores.
6.3.1 Costos de inversión:
Corresponden a los costos en los que se incurre en construcción de las
obras civiles, la adquisición e instalación de equipos, la adquisición de
predios y la ejecución de estudios y diseños técnicos, económicos y
ambientales.
Éstos costos se evalúan a partir de un módulo que, de acuerdo a las
características particulares del proyecto analizado y teniendo en cuenta
además la incertidumbre en algunas variables asociadas con el calculo de
dichos costos, como son: la geología, la hidrología y los precios unitarios
entre otros, estima cantidades de obra a partir de prediseños básicos, que
junto con información de precios unitarios permiten obtener el presupuesto
tanto de obras civiles como de equipos del proyecto a evaluar. Los
prediseños de obras civiles y la definición de las características principales
de los equipos eléctricos y mecánicos de generación, control o auxiliares se
obtienen mediante la incorporación al programa de una base de
conocimiento y experiencia de diversos especialistas en las diferentes
disciplinas que demanda el diseño de este tipo de proyectos.
El costo de inversión estimada es: USD 181,650 dolares americanos
(S/. 544,950.00) para una pequeña central hidráulica de 120 a 160 kW.
ANEXO N° 6 y se resume de la siguiente manera:
96
ANALISIS DE COSTO DE INVERSION
INFORMACION FUENTE
DATOS
POTENCIAL ENERGETICO KW 121,10
INVERSION INCIAL DE REFERENCIA US$/KW 1 500,00
COSTO DE INVERSIÓN ESTIMADA US$ 181 650,00
TIPO DE CAMBIO S/./US$ 3,00
COSTO DE INVERSIÓN ESTIMADA S/. 544 950,00
6.3.2 Costos de operación y mantenimiento
Costos de operación:
Los costos de operación corresponden a los costos en los que incurre el
proyecto en su vida operativa, estos costos son los costos de
administración, operación y mantenimiento (OyM), los cuales se obtienen a
partir de información de PC s e istentes, a partir de los cuales se
establecieron los valores de OyM considerados en éste modelo.
Costos inherentes fijados por el estado
Los costos pueden clasificarse en costos durante la inversión y costos
durante la operación; los primeros son los que se incurren en el período
pre-operativo y los cuales se pagan una sola vez y los segundos son los
que se pagan a lo largo de la vida operativa del proyecto.
97
El costo de O&M entre otros, se ha estimado en: S/. 189,497.66
anuales, tal como se muestran en el ANEXO N° 6 y se resume en:
COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
OPERADOR (3 TURNOS) S/. 3 600,00
TOMERO (2 TURNOS) S/. 1 500,00
GUARDIAN (2 TURNOS) S/. 1 500,00
ADMINISTRATIVO (1) S/. 750,00
INTANGIBLES (SEGUROS, IMPLEMENTOS) S/. 1 816,50
REPUESTOS Y MANTENIMIENTOS S/. 3 633,00
COSTO MENSUAL S/. 12 799,50
COSTO ANUAL S/. 153 594,00
OTROS COSTOS
COSTOS INTANGIBLES (CANON DE AGUA, TRIBUTOS A REGANTES, OTROS) S/. 10 899,00
IMPUESTO A LA RENTA S/. 25 004,66
COSTOS TOTAL DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
COSTO TOTAL S/. 189 497,66
Los resultados de la evaluación de costos se muestran en el ANEXO N° 7.
6.4 BENEFICIOS DEL PROYECTO
Los beneficios del proyecto son debidos a sus ventas de energía, las
cuales pueden ser realizadas a precios de bolsa o a través de contratos, el
estimativo de éstas se obtiene a partir de su producción energética, de sus
estrategias de comercialización y de los precios del mercado de energía
tanto en bolsa o spot, como en contratos de mediano y largo plazo.
Igualmente dependiendo de la estrategia de comercialización y operación
la planta puede recibir remuneración por capacidad disponible.
A continuación se describe como se plantean los anteriores elementos
dentro del modelo propuesto para el cálculo de los beneficios.
Los beneficios por venta de energía se han estimado en S/. 279,193.14
anuales. ANEXO N° 8, lo cual se resume en:
98
DATOS DE INFORMACION FUENTE
Potencia garantizada (US$/KW) 6,59
Energia spot (US$/MWh) 30,06
Margen Comercial (US$/MWh) 48,64
RESULTADOS
TOTAL MWh generada 1 060,84
TOTAL facturado potencia garantizada (US$) 9 576,59
TOTAL facturado energia spot (US$) 31 888,73
TOTAL facturado margen comercial (US$) 51 599,06
TOTAL (US$) 93 064,38
TOTAL (S/.) 279 193,14
TARIFA PROMEDIO (S/./kWh) 0,2632
6.4.1 Producción Energética del proyecto:
Se propone un modulo que permite estimar la producción energética
asociada al proyecto a analizar, a partir de sus características particulares
como son: salto, caudal de diseño, afluencias diarias, eficiencia de los
equipos y pérdidas de carga en las conducciones, empleando técnicas de
simulación que estiman la energía media esperada del aprovechamiento,
diferenciada en energía firme y secundaria.
6.4.2 Estrategias de comercialización:
Corresponden a las políticas de ventas de energía que asuman los
operarios de la central, dependen de las leyes vigentes, de la capacidad de
la central, de la posibilidad o no de que la planta sea despachada
centralmente, de la participación en el cargo por capacidad y de las
perspectivas que se tengan de comercializar energía en contratos y en
bolsa. Se deberá contemplar la reglamentación vigente para la operación
de éstas PCHs, y permite el análisis de diversas estrategias de
comercialización con el fin de realizar sensibilidades y encontrar la forma
de operación que optimice la rentabilidad del proyecto.
99
6.4.3 Precios del Mercado de Energía:
Se deberá incluir un módulo de simulación de la evolución del mercado
eléctrico peruano que permite obtener escenarios de precios de bolsa (1) y
prevé cual sería el momento propicio para realizar la inversión y entrar a
operar la central; lo anterior a partir dela simulación de escenarios de
demanda, hidrología y expansión en capacidad del sector.
Las tarifas de la energía para los contratos de mediano y largo plazo se
obtienen a partir de las proyecciones de las tarifas del mercado regulado
por OSINERGMIN simuladas en el modulo de evolución del mercado o de
manera exógena según decida el analista.
6.4.4 Marco regulatorio aplicado a las PCHs.
Se deberá considerar el marco regulatorio vigente.
6.5 RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN ECONOMICA
La evaluación financiera de las PCHs se debe realizar a partir de un
módulo que permite simular los estados financieros del proyecto, asociados
a escenarios definidos por las demás componentes del modelo durante el
horizonte de análisis; éstos estados financieros permitirán estimar los
indicadores de rentabilidad y solvencia para el proyecto y para el
inversionista antes y después de impuestos (Valor Presente Neto, Tasa
Interna de Retorno, Período de Recuperación de la Inversión, Relación
Beneficio / Costo y Costo Unitario de generación de la energía). Igualmente
éste módulo establece las interacciones entre las diferentes variables del
modelo y determina como reacciona la rentabilidad del proyecto ante los
posibles cambios considerados en uno u otro parámetro. Los indicadores
financieros obtenidos en éste módulo para un escenario dado se estiman a
partir de los ingresos y egresos del proyecto, mediante el flujo de caja,
100
tanto para el proyecto como para el inversionista, antes y después de
impuestos, y de otros estados financieros como son el plan de financiación,
estado de pérdidas y ganancias (P&G) y depreciaciones bajo el marco
regulatorio e impositivo vigente en el Perú. Igualmente se realizan análisis
de riego e incertidumbre a la inversión a partir de la simulación de
escenarios que permitirá tener una idea de la bondad de la misma.
El modelo permite realizar análisis de riesgo e incertidumbre para una PCH
con características establecidas, a partir de la simulación de hasta 100
escenarios de sus indicadores financieros bajo diferentes tarifas de
energía, con lo que se estiman estadísticos como el máximo, el mínimo y el
promedio de los indicadores financieros obtenidos en las simulaciones
realizadas, algunos percentiles y la varianza de éstos; además de la gráfica
de distribución de probabilidades acumuladas.
Los indicadores bajo riesgo e incertidumbre utilizados en el modelo son los
de Vulnerabilidad, Robustez y distancia al peor valor.
Producción energética: corresponde a las energías que se esperan
obtener por el proyecto analizado, las cuales son presentadas tanto de
forma diaria como resumidas a nivel mensual y discretizadas en energía
media, firme, asociada a la confiabilidad definida por el usuario y
secundaria para cada una de las condiciones hidrológicas definidas por
el modelo.
A cerca de los costos de inversión del proyecto, el modelo presenta los
resultados que permiten obtener el presupuesto de inversión de la PCH
analizada. A partir de un escenario geológico considerado, estimativo de
pérdidas en las conducciones, cantidades de obra y presupuesto de
inversión, tanto de manera tabular como de manera gráfica.
101
A cerca de la evaluación financiera del proyecto, el modelo arroja
resultados correspondientes a estados e indicadores financieros que
permitirán su comparación con otro tipo de inversiones y con otros
proyecto y/o alternativas.
Los resultados del beneficio económico se muestran en el ANEXO N° 9.
Evaluación Beneficio Costo:
El resumen de los resultados de la Evaluación Económica, se muestran a
continuación y el detalle en el ANEXO N° 10.
EVALUACION ECONOMICA
VAN (12%) TIR B/C
RESULTADOS 273,839 15,54 1,064
6.6 RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN DEL POTENCIAL ENERGÉTICO
EN CANALES DE RIEGO A NIVEL NACIONAL.
Se ha considerado la infraestructura instalada como son los canales de
riego a nivel nacional, simulándose el potencial energético en conjunto que
se podría conseguir instalando en ellos pequeñas centrales hidraúlicas en
tramos de 400 a 500 metros en su recorrido, para lo cual se ha considerado
los siguientes canales principales:
Chira-Piura: en un tramo de 400 km.
Tinajones (Lambayeque): en un tramo de 12 km.
Jequetepeque-Zaña (La Libertad): en un tramo de 42.1 km.
Majes (Arequipa): en un tramo de 16.658 km.
Olmos y Chavimochic: en un tramos de 194.05 km de canal principal.
La Víbora - Chinecas, en Ancash: en un tramo de 2.35 km.
102
Los resultados se muestran en el ANEXO N° 11 y se resume en lo
siguiente:
POTENCIAL ENERGÉTICO DE PRINCIPALES CANALES DE IRRIGACION A NIVEL NACIONAL
SITUACION PESIMISTA
DISTANCIA DE CANAL
CON POTENCIAL
ENERGETICO (KM)
N° DE CENTRALES
PROYECTADOS
POTENCIAL
ENERGÉTICO UNITARIO
EN (KW)
POTENCIAL
ENERGETICO
EFECTIVA EN (KW)
PESIMISTA A B A + B
1 CANAL CHIRA PIURA 400,00 120,00 300,00 121,10 36 330,00
2 TINAJONES 12,00 4,00 10,00 121,10 1 211,00
3 JEQUETEPEQUE 42,10 13,00 33,00 121,10 3 996,30
4 MAJES 16,66 5,00 13,00 121,10 1 574,30
5 OLMOS CHAVIMOCHIC 194,00 58,00 145,00 121,10 17 559,50
6 CHINECAS 2,53 1,00 3,00 121,10 363,30
667,29 201,00 504,00 61 034,40
SITUACION ESTANDAR
DISTANCIA DE CANAL
CON POTENCIAL
ENERGETICO (KM)
N° DE CENTRALES
PROYECTADOS
POTENCIAL
ENERGÉTICO UNITARIO
EN (KW)
POTENCIAL
ENERGETICO
EFECTIVA EN (KW) -
PESIMISTA A B A + B
1 CANAL CHIRA PIURA 400,00 200,00 500,00 121,10 60 550,00
2 TINAJONES 12,00 6,00 15,00 121,10 1 816,50
3 JEQUETEPEQUE 42,10 21,00 53,00 121,10 6 418,30
4 MAJES 16,66 8,00 20,00 121,10 2 422,00
5 OLMOS CHAVIMOCHIC 194,00 97,00 243,00 121,10 29 427,30
6 CHINECAS 2,53 1,00 3,00 121,10 363,30
667,29 333,00 834,00 100 997,40
SITUACION OPTIMISTA
DISTANCIA DE CANAL
CON POTENCIAL
ENERGETICO (KM)
N° DE CENTRALES
PROYECTADOS
POTENCIAL
ENERGÉTICO UNITARIO
EN (KW)
POTENCIAL
ENERGETICO
EFECTIVA EN (KW) -
PESIMISTA A B A + B
1 CANAL CHIRA PIURA 400,00 280,00 700,00 121,10 84 770,00
2 TINAJONES 12,00 8,00 20,00 121,10 2 422,00
3 JEQUETEPEQUE 42,10 29,00 73,00 121,10 8 840,30
4 MAJES 16,66 12,00 30,00 121,10 3 633,00
5 OLMOS CHAVIMOCHIC 194,00 136,00 340,00 121,10 41 174,00
6 CHINECAS 2,53 2,00 5,00 121,10 605,50
667,29 467,00 1 168,00 141 444,80
TOTAL
N° CANALES PRINCIPALESDISTANCIA DE
CANAL (KM)
TOTAL
N° CANALES PRINCIPALESDISTANCIA DE
CANAL (KM)
TOTAL
N° CANALES PRINCIPALESDISTANCIA DE
CANAL (KM)
6.7 ESQUEMA LEGAL
El esquema legal que define los lineamientos del Marco normativo de
las RER en el perú, son:
Ley de promoción de la inversión para la generación de electricidad
con el uso de energías renovables - Decreto Legislativo 1002 (mayo
2008).
Reglamento de la generación de electricidad con energías renovables
Decreto Supremo 012-2011-EM (Marzo 2011). Reemplaza al Reglamento
original (Decreto Supremo 050-2008-EM).
103
Bases Consolidadas de la primera Subasta con Recursos Energéticos
Renovables (RER), aprobadas mediante Resolución Viceministerial N° 113-
2009-MEM/VME del Ministerio de Energía y Minas.
Bases Consolidadas de la segunda Subasta con Recursos Energéticos
Renovables (RER), aprobadas mediante Resolución Viceministerial N° 036-
2011-MEM/VME del Ministerio de Energía y Minas.
6.7.1 Decreto Legislativo Nº 1002
Decreto Legislativo de Promoción de la Inversión para la Generación
de Electricidad con el Uso de Energías Renovables.
Se define como Energías renovables no convencionales a:
Solar Fotovoltaico
Solar Térmico
Eólico
Geotérmico
Biomasa
Hidroeléctrico sólo hasta 20 MW
6.7.2 Alcances del marco normativo
Energías Renovables en la Matriz de Generación Eléctrica
Indica que el MINEM establecerá cada 5 años un porcentaje objetivo en
que debe participar, en el consumo nacional de electricidad, la electricidad
generada a partir de Recursos Energéticos Renovables (RER), tal
porcentaje objetivo será hasta 5% anual durante el primer quinquenio.
Comercialización de energía y potencia generada con Energía
Renovable
104
Tiene prioridad en despacho (se le considera con costo variable de
producción igual a cero), primas preferenciales en subastas (recargadas al
peaje de transmisión), prioridad en conexión a redes, además de fondos
para investigación y desarrollo.
OSINERGMIN fija las tarifas base (máximas) y primas, por categorías y
tecnología de ER y mediante mecanismos de subasta.
Las primas son cubiertas por los usuarios como un recargo anual en el
Peaje por Transmisión.
OSINERGMIN convocará la subasta en un diario nacional y un medio
especializado internacional.
105
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.1 CONCLUSIONES:
Con respecto a la tecnología es evidente el enorme potencial energético
que posee Perú y el cual esta conformado por Pequeños
Aprovechamientos hidroeléctricos como son los canales de irrigación
existentes. Tal potencial energético ofrece alternativas de generación de
energía sostenible y económicamente atractiva en prácticamente todo el
territorio, especialmente en las regiones donde se encuentran
concentradas los principales canales de riego. Dentro de las innumerables
ventajas que ofrecen las Micro, Minis o Pequeñas Centrales Hidraulicas
(PCHs) para la atención de la demanda eléctrica local se podrían resaltar:
Solución energética para zonas no interconectadas del país, e incluso
para atender total o parcialmente la demanda de muchos municipios
menores dentro de la zona interconectada.
La generación distribuida que se puede obtener con la implementación
de PCHs, incide favorablemente en la expansión del sistema de
transmisión nacional e incrementa considerablemente la confiabilidad del
servicio en regiones constantemente afectadas por los atentados
terroristas al sistema de transmisión
Las PCHs constituyen alternativas financieramente atractivas que
permiten la participación de inversionistas privados o entidades públicas
locales en la expansión del sector.
Requieren de tiempos de construcción mucho menores, incluso
comparables con alternativas de generación térmica, facilitando la
incursión de agentes privados en el servicio de generación eléctrica.
106
Adicionalmente, las PCHs representan una fuente de energía renovable,
limpia y sostenible. Esta característica incluso puede significar ingresos
para el proyecto a través de la negociación de los Certificados de
Reducción de Emisiones de CO2 contemplados en el Protocolo de Kyoto
o acceder a fondos de financiación a través de los Mecanismo de
Desarrollo Limpio.
La alternativa de generación resulta bastante competitiva en la atención
de la demanda en los sectores industrial y minero e incluso para el
suministro de electricidad a poblaciones y municipios.
El presente trabajo traducido a un proyecto hidroenergpetico se podría
replicar a diversos canales de riego existentes o aprovechar las
corrientes de agua de ríos existentes ennuestro territorio nacional.
Se ha logrado desarrollar y probar con éxito un prototipo de la turbina de
río, el que después de 6 meses de instalado viene funcionado sin ningún
problema beneficiando a los pobladores de Paraíso y comunidades
vecinas con el servicio de carga de baterías.
La implicanaci del presente trabajo es que se demuestra que canales de
riego administrada por las comisiones de regantes podrían implementar
proyectos de generación aprovechado los canales de riego que sean
sustentables en eltiempo para generar un ingreso adicional y optimizar la
utilización de los recursos hídricos.
El desarrollo del proyecto es de alta importancia, ya que genera una
energía limpia y renovable que en la actualidad no se aprovecha.
La implementación de este tipo de proyectos crea externalidades
positivas que beneficia al inversionista, tales como: 1) generar ingresos
107
por venta de energía, 2) usos racional de los recursos hídricos, 3)
mantenimiento continuo de los canales de riego, 4) contribuye inyectar
energía lsistema interconectado y 5) entre otros.
Los principales componentes de la turbina de río (rotor, generador y
otros) pueden ser fácilmente transferidos a pequeños talleres locales. De
hecho ya existe una pequeña empresa que ha recibido esta
transferencia de tecnología.
Es necesario continuar el trabajo de investigación y desarrollo de esta
tecnología, puesto que quedan pendientes responder a importantes
preguntas sobre el comportamiento de estas máquinas a largo plazo,
especialmente tratándose de ríos cuyos caudales varían fuertemente
durante las épocas de lluvias y estiaje. El comportamiento de las
máquinas frente al arrastre de sólidos flotantes de gran tamaño
(frecuentes en estos ríos), las implicancias sobre la navegación, y otros
puntos deben ser también analisados.
La selva peruana cuenta con importantes recursos hídricos para la
aplicación de esta tecnología la misma que puede satisfacer la demanda
básica de energía de los pobladores rurales de la zona que difícilmente
podrían contar con un servicio de energía en el mediano y largo plazo.
La organización de un Comité de Administración y Gestión ha permitido
fortalecer a la comunidad, dotándole de habilidades y destrezas en el
manejo económico y en la planificación de sus servicios.
En la formulación de alternativas de desarrollo, el modelo asiste al usuario
en el dimensionamiento, prediseño y evaluación de costos de varias
opciones para cada una de las obras y equipos que conforman una PCH.
108
Esta asistencia se realiza mediante la recomendación de criterios y valores
de diseño obtenidos de una extensa experiencia en estas actividades.
Así mismo el trabajo proporciona al usuario la suficiente flexibilidad para
considerar diversos tipos infraestructura, tratamientos constructivos de
soporte y revestimiento y configuraciones de equipos eléctricos y
mecánicos de generación, control, regulación y transmisión.
De otro lado, se ofrece un análisis de la producción energética de las
alternativas evaluadas mediante la utilización de técnicas de simulación
de la operación de la central con base en caudales promedios diarios de
la corriente aprovechada. La evaluación energética realizada en el
modelo contempla la discriminación de la producción de la central a nivel
mensual para las diferentes condiciones hidrológicas. Así mismo se
incluye el concepto de confiabilidad en la producción energética
mediante la discriminación entre energía firme y secundaria para cada
mes y condición hidrológica
Se implementará herramientas de análisis que se adapta a las
condiciones del mercado eléctrico nacional mediante la simulación del
mismo bajo diferentes condiciones hidrológicas (Períodos bajo la
influencia del fenómeno de El Niño, La Niña o en ausencia de estos);
para tres escenarios de evolución de la demanda y a partir de
lasimulación de la expansión del sector eléctrico con la utilización de tres
criterios de toma de decisiones para la entrada de un nuevo proyecto al
sistema.
Bajo las anteriores consideraciones el trabajo ofrece al usuario múltiples
escenarios de precios de bolsa para la valoración de los ingresos por
ventas de energía y el cálculo de los principales indicadores financieros
de la inversión.
109
Con base en la información de costos de las diferentes obras y equipos y
los beneficios asociados a la venta de energía para las condiciones del
mercado, el modelo permite la optimización económica del esquema de
aprovechamiento y del dimensionamiento de las principales obras y
equipos, mediante algoritmos de programación no lineal, a partir de la
maximización de los indicadores financieros y considerando las
diferentes restricciones estructurales y técnicas.
El resultado económico del proyecto presenta resultados positivos con
un VAN de S/. 273,839.36, TIR 15.54% con una rentabilidad al 12% y
beneficio costo de 1.064 y retorno de la inversión en 10 años.
El resultado del Potencial Energético evaluado para los principales
canales de riego a nivel nacional, es: 1) Situación pesimista 61,03 MW,
2) Situación Estandar 101.00 MW y 3) Situación optimista 141,45 MW,
considerando el 30%, 50% y el 80% de intervención en la longitud total
de los canales existentes.
Por último, el trabajo contiene una aplicación para la elaboración
completa de los estados financieros de la inversión y el cálculo de los
principales indicadores financieros para apoyar la toma de decisiones. Al
igual que en otras aplicaciones el modelo ofrece la suficiente flexibilidad
para que el usuario establezca las diferentes condiciones de los créditos
(plazo, intereses, porcentaje a financiar, períodos de gracia, entre otros).
Así mismo y al igual que en la simulación del mercado eléctrico el
modelo contiene la reglamentación vigente sobre operación, cargos y
marco tributario.
110
7.2 RECOMENDACIONES:
La evaluación de PCH involucra muchos aspectos a considerar con el fin
de mejorar el proceso de toma de decisiones. En este trabajo se trato de
involucrar la mayor cantidad de dichos aspectos, sin embargo persisten
varias necesidades que no fueron cubiertas en esta propuesta:
A partir del uso continuo de la herramienta desarrollada en éste trabajo
deberán aparecer diversas modificaciones para mejorar la formulación
del proyecto, el detalle en las especificaciones de las obras y equipos
contemplados y la interacción con el usuario.
Con algunas modificaciones se podría adaptar la herramienta para la
evaluación de alternativas de recuperación o repotenciación de PCH
existentes en el medio y de ésta forma contribuir con la adecuación de
dicho patrimonio.
El trabajo orienta la venta de toda la producción energética de la central
en el mercado eléctrico. Mediante algunas modificaciones se podría
considerar la operación aislada de la central para la atención de
demandas locales por fuera del sistema interconectado. En éste caso
sería necesario considerar explícitamente la demanda a ser atendida por
la central en el proceso de optimización de la misma. Así mismo se
podría adaptar un modulo para la estimación y proyección del
comportamiento de la demanda atendida por la central.
Finalmente sería deseable extender las metodologías, criterios,
procedimientos y algoritmos desarrollados en ésta herramienta para la
evaluación de otro tipo de tecnologías de generación como podrían ser
Pequeñas Centrales Carboeléctricas, Turbogases, o en
aprovechamiento de fuentes renovables no convencionales de energía
111
como la eólica, la solar, el aprovechamiento de la Biomasa residual o
cultivada y el potencial geotérmico.
7.3 BIBLIOGRAFIA
ITDG, Informes y evaluaciones de campo del proyecto .Small wind
system for battery charging., Lima, Perú, 1998 -2001
ITDG, Informes del proyecto conjunto con PROPERU .Electrificación de
un centro educativo y una posta médicamediante SFV en Paraíso-
Iquitos, Perú, 2002
ITDG, Informe final del proyecto. Turbina de río en la amazonía, un
proyecto demostrativo., Perú, 1999
Tesis para optar el grado de Ingeniero Mecánico, Bombas de
desplazamiento positivo para molinos de viento, Teodoro Sánchez C.,
Lima, Perú, 1986
Curso internacional para la implementación de sistemas eólicos de
energía, ECN (Energy Center Foundation), Holanda 1994.
Abastecimiento Eléctrico 2008-2018, Daniel Barco Jorge Iberíco, Paolo
Vargas y Rafael Vera Tudela, Noviembre 2008.
Proyectos de Generación Eléctrica en el Perú, Alfredo Mendiola, Carlos
Aguirre, ESAN, 2012.
AUTODEMA, Gerencia de Gestión de Recursos Hídricos, reportes
operacionales de Autoridad Autónoma de Majes, 2013, 2014
TOMO 02, ANA, TYPSA, TECNOMA - formulación de los planes
participativos de gestion de recursos hidricos en cuencas piloto
diagnóstico consolidado, 2011.
7.4 ANEXOS
ANEXOS TABLAS ANEXOS GRAFICOS
112
ANEXO Nº 01. REPORTE HIDRICO MAJES 06.01.2010
113
ANEXO Nº 02. REPORTE HIDRICO MAJES 13.11.2013
114
ANEXO Nº 03. REPORTE HIDRICO MAJES 06.05.2014
115
ANEXO Nº 04. REPORTE HIDRICO MAJES 30.10.2014
116
ANEXO Nº 05. REPORTE HIDRICO MAJES 10.11.2014
117
ANEXO N° 06. ANALISIS DE COSTOS DE INVERSIÓN
ANALISIS DE COSTO DE INVERSION
INFORMACION FUENTE
DATOS
POTENCIAL ENERGETICO KW 121,10
INVERSION INCIAL DE REFERENCIA US$/KW 1 500,00
COSTO DE INVERSIÓN ESTIMADA US$ 181 650,00
TIPO DE CAMBIO S/./US$ 3,00
COSTO DE INVERSIÓN ESTIMADA S/. 544 950,00
COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
OPERADOR (3 TURNOS) S/. 3 600,00
TOMERO (2 TURNOS) S/. 1 500,00
GUARDIAN (2 TURNOS) S/. 1 500,00
ADMINISTRATIVO (1) S/. 750,00
INTANGIBLES (SEGUROS, IMPLEMENTOS) S/. 1 816,50
REPUESTOS Y MANTENIMIENTOS S/. 3 633,00
COSTO MENSUAL S/. 12 799,50
COSTO ANUAL S/. 153 594,00
OTROS COSTOS
COSTOS INTANGIBLES (CANON DE AGUA, TRIBUTOS A REGANTES, OTROS) S/. 10 899,00
IMPUESTO A LA RENTA S/. 25 004,66
COSTOS TOTAL DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
COSTO TOTAL S/. 189 497,66
118
ANEXO N° 07. RESULTADOS DE COSTOS DE INVERSIÓN
RUBRO
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
A) COSTOS DE INVERSION 544,95
Subtotal de Costos de Inversión (INCLUYE IGV e IPM) 544,95 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
IGV -
Total de Costos de Inversión 544,95
B) COSTOS DE OPERACIÓN Y
MANTENIMIENTO
Costo de Operación y Mantenimiento 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154 154
Costo por compra de energía 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Costos intangibles (canon de agua, tributos a regantes, otros) 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11
Impuesto a la Renta 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25
C) TOTAL COSTOS CON PROYECTO
545 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189
D) COSTOS DE OPERACIÓN Y
MANTENIMIENTO SIN PROYECTO
Costo de Operación y Mantenimiento 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Costo por compra de energía hurtada 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
E) TOTAL COSTOS INCREMENTALES
545 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189
OBSERVACIONES
Intangibles: saneamiento de tierras, estudios complementarios de ingeniería, expedientes técnicos,
franquicias, permisos, entre otros.
Inversión en Activos Fijos: obras civiles, maquinarias y equipo, terrenos, entre otros.
NOTA: Se deberán programar las reposiciones que sean necesarias en el horizonte del proyecto.
Datos Considerados :
Tarifa Compra de Energía 0,2632 S/kw-h
Vida útil 20 años
Valor residual Inversión x Vida útil restante / Vida útil total
Costo Operación y Mantenimiento 2,00 % de la Inversión
Tasa de Impuesto a la Renta 30%
Estado de pérdidas y ganancias: PERIODO
Con Proyecto 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
1. Total Beneficios 0 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279
2. Costos de operación y mantenimiento 0 -154 -154 -154 -154 -154 -154 -154 -154 -154 -154 -154 -154 -154 -154 -154 -154 -154 -154 -154 -154
3. Costos por compra de energía 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
4. Depreciación 0 -27 -27 -27 -27 -27 -27 -27 -27 -27 -27 -27 -27 -27 -27 -27 -27 -27 -27 -27 -27
5. Utilidad antes de impuestos 0 83 83 83 83 83 83 83 83 83 83 83 83 83 83 83 83 83 83 83 83
6. Impuesto a la renta 0 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25 -25
(A + B)
(C - D)
COSTOS DE INVERSIONA precios privados (en Miles de Soles)
PERIODO
Subtotal de costos sin proyecto
ANEXO N° 08. ANALISIS DE LOS BENEFICIOS DEL PROYECTO
ANALISIS BENEFICIOS
INFORMACION FUENTE
DATOS DE INFORMACION FUENTE
Potencia garantizada (US$/KW) 6,59
Energia spot (US$/MWh) 30,06
Margen Comercial (US$/MWh) 48,64
RESULTADOS
TOTAL MWh generada 1 060,84
TOTAL facturado potencia garantizada (US$) 9 576,59
TOTAL facturado energia spot (US$) 31 888,73
TOTAL facturado margen comercial (US$) 51 599,06
TOTAL (US$) 93 064,38
TOTAL (S/.) 279 193,14
TARIFA PROMEDIO (S/./kWh) 0,2632
119
ANEXO N° 09. RESULTADOS DE BENEFICIOS DEL PROYECTO
0 1 (*) 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
1.- Situación con Proyecto
Venta de Energía 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279
Subtotal 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279
2.- Situación sin Proyecto
Beneficios Venta Energia 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
3.- Beneficios Incrementales (1) - (2)
Total venta de energía 0 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279
(*) Corresponde al primer año de generación de beneficios.
Datos Considerados :
Tarifa de venta de energía promedio en MT 0,2632 cS/kw-h
Período de depreciación caso proyecto 20 años
Tasa de impuesto a la renta 30%
BENEFICIOS
(A precios privados en miles de soles)
PERIODO
ANEXO N° 10. RESULTADOS DE LA EVALUACION ECONOMICA
Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8 Año 9 Año 10 Año 11 Año 12 Año 13 Año 14 Año 15 Año 16 Año 17 Año 18 Año 19 Año 20
1.- Beneficios Incrementales
venta de energía 0 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279 279
2.- Costos Incrementales
O&M e impuestos 545 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189
3.- Beneficios Netos Totales
Beneficios netos -545 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90
Análisis económico de Rentabilidad considerando Análisis económico de Rentabilidad considerando
beneficios y costos propios del proyecto Donde: A.Beneficios por proyecto: implica que en el análisis rentabilidad económica sólo se considera los
ALTERNATIVAS VAN (12%) TIR B/C ALTERNATIVAS VAN (14%) TIR beneficios propios del proyecto sin considerar situación sin proyecto
ALTERNATIVA 1 273,839 15,54 1,064 ALTERNATIVA 1 49 15,54
costos propios del proyecto sin considerar situación sin proyecto
Análisis económico de Rentabilidad considerando los C. Beneficio Neto por Proyecto : Resulta de la diferencia de A -- B
beneficios y costos sin proyecto
VAN (14%) TIR I, II, III Son los Beneficios, Costos sin proyecto respectivamente
Sin Proyecto 0 N.A
VALOR ACTUAL DE BENEFICIOS NETOS DEL PROYECTO
Beneficios Netos Totales
Descripción
(A precios privados en miles de nuevos soles)
beneficios y costos incrementales
ANEXO N° 11. RESULTADOS DEL POTENCIAL ENERGETICO
POTENCIAL ENERGÉTICO DE PRINCIPALES CANALES DE IRRIGACION A NIVEL NACIONAL
SITUACION PESIMISTA
DISTANCIA DE CANAL
CON POTENCIAL
ENERGETICO (KM)
N° DE CENTRALES
PROYECTADOS
POTENCIAL
ENERGÉTICO UNITARIO
EN (KW)
POTENCIAL
ENERGETICO
EFECTIVA EN (KW)
PESIMISTA A B A + B
1 CANAL CHIRA PIURA 400,00 120,00 300,00 121,10 36 330,00
2 TINAJONES 12,00 4,00 10,00 121,10 1 211,00
3 JEQUETEPEQUE 42,10 13,00 33,00 121,10 3 996,30
4 MAJES 16,66 5,00 13,00 121,10 1 574,30
5 OLMOS CHAVIMOCHIC 194,00 58,00 145,00 121,10 17 559,50
6 CHINECAS 2,53 1,00 3,00 121,10 363,30
667,29 201,00 504,00 61 034,40
SITUACION ESTANDAR
DISTANCIA DE CANAL
CON POTENCIAL
ENERGETICO (KM)
N° DE CENTRALES
PROYECTADOS
POTENCIAL
ENERGÉTICO UNITARIO
EN (KW)
POTENCIAL
ENERGETICO
EFECTIVA EN (KW) -
PESIMISTA A B A + B
1 CANAL CHIRA PIURA 400,00 200,00 500,00 121,10 60 550,00
2 TINAJONES 12,00 6,00 15,00 121,10 1 816,50
3 JEQUETEPEQUE 42,10 21,00 53,00 121,10 6 418,30
4 MAJES 16,66 8,00 20,00 121,10 2 422,00
5 OLMOS CHAVIMOCHIC 194,00 97,00 243,00 121,10 29 427,30
6 CHINECAS 2,53 1,00 3,00 121,10 363,30
667,29 333,00 834,00 100 997,40
SITUACION OPTIMISTA
DISTANCIA DE CANAL
CON POTENCIAL
ENERGETICO (KM)
N° DE CENTRALES
PROYECTADOS
POTENCIAL
ENERGÉTICO UNITARIO
EN (KW)
POTENCIAL
ENERGETICO
EFECTIVA EN (KW) -
PESIMISTA A B A + B
1 CANAL CHIRA PIURA 400,00 280,00 700,00 121,10 84 770,00
2 TINAJONES 12,00 8,00 20,00 121,10 2 422,00
3 JEQUETEPEQUE 42,10 29,00 73,00 121,10 8 840,30
4 MAJES 16,66 12,00 30,00 121,10 3 633,00
5 OLMOS CHAVIMOCHIC 194,00 136,00 340,00 121,10 41 174,00
6 CHINECAS 2,53 2,00 5,00 121,10 605,50
667,29 467,00 1 168,00 141 444,80
CANALES PRINCIPALESDISTANCIA DE
CANAL (KM)
TOTAL
N° CANALES PRINCIPALESDISTANCIA DE
CANAL (KM)
TOTAL
N° CANALES PRINCIPALESDISTANCIA DE
CANAL (KM)
TOTAL
N°
120
TABLA Nº 01
REGISTRO DE CAUDALES IRRIGACION MAJES
TABLA N° 01
TABLA Nº 02
Caudal Diseño Caudal Medio Util Factor de Planta Potencia Generación
(m3/s) (m3/s) (kW) (MWH/Año)
9.18 7.95 1.00 157.2 1,376,735.62
9.23 7.99 0.98 118.5 1,038,175.63
9.28 8.03 0.96 119.2 1,043,799.55
9.33 8.07 0.94 119.8 1,049,423.47
9.38 8.11 0.92 120.4 1,055,047.39
9.43 8.15 0.90 121.1 1,060,671.31
9.48 8.19 0.88 121.7 1,066,295.23
9.53 8.23 0.86 122.4 1,071,919.15
9.58 8.27 0.84 123.0 1,077,543.07
9.63 8.31 0.82 123.6 1,083,166.99
9.68 8.35 0.80 124.3 1,088,790.91
9.73 8.39 0.78 124.9 1,094,414.83
9.78 8.43 0.76 125.6 1,100,038.75
9.83 8.47 0.74 126.2 1,105,662.67
9.88 8.51 0.72 126.9 1,111,286.59
9.93 8.55 0.70 127.5 1,116,910.51
9.98 8.59 0.68 128.1 1,122,534.43
10.03 8.63 0.66 128.8 1,128,158.35
10.08 8.67 0.64 129.4 1,133,782.27
10.13 8.71 0.62 130.1 1,139,406.19
10.18 8.75 0.60 130.7 1,145,030.11
10.23 8.79 0.58 131.4 1,150,654.03
10.28 8.83 0.56 132.0 1,156,277.95
10.33 8.87 0.54 132.6 1,161,901.87
10.38 8.91 0.52 133.3 1,167,525.79
MATRIZ DE GENERACION
TABLA N° 02
121
TABLA Nº 03
Caudal Diseño Caudal Medio Util Factor de Planta Potencia Generación
(m3/s) (m3/s) (kW) (MWH/Año)
10,53 9,19 1,00 180,3 1 579 196,74
10,58 9,23 0,98 135,8 1 190 021,47
10,63 9,27 0,96 136,5 1 195 645,39
10,68 9,31 0,94 137,1 1 201 269,31
10,73 9,35 0,92 137,8 1 206 893,23
10,78 9,39 0,90 138,4 1 212 517,15
10,83 9,43 0,88 139,1 1 218 141,07
10,88 9,47 0,86 139,7 1 223 764,99
10,93 9,51 0,84 140,3 1 229 388,91
10,98 9,55 0,82 141,0 1 235 012,83
11,03 9,59 0,80 141,6 1 240 636,75
11,08 9,63 0,78 142,3 1 246 260,67
11,13 9,67 0,76 142,9 1 251 884,59
11,18 9,71 0,74 143,6 1 257 508,51
11,23 9,75 0,72 144,2 1 263 132,43
11,28 9,79 0,70 144,8 1 268 756,35
11,33 9,83 0,68 145,5 1 274 380,27
11,38 9,87 0,66 146,1 1 280 004,19
11,43 9,91 0,64 146,8 1 285 628,11
11,48 9,95 0,62 147,4 1 291 252,03
11,53 9,99 0,60 148,0 1 296 875,95
11,58 10,03 0,58 148,7 1 302 499,87
11,63 10,07 0,56 149,3 1 308 123,79
11,68 10,11 0,54 150,0 1 313 747,71
11,73 10,15 0,52 150,6 1 319 371,63
MATRIZ DE GENERACION
TABLA N° 03
TABLA Nº 04
Caudal Diseño Caudal Medio Util Factor de Planta Potencia Generación
(m3/s) (m3/s) (kW) (MWH/Año)
11,28 9,84 1,00 193,1 1 691 675,14
11,33 9,88 0,98 145,5 1 274 380,27
11,38 9,92 0,96 146,1 1 280 004,19
11,43 9,96 0,94 146,8 1 285 628,11
11,48 10,00 0,92 147,4 1 291 252,03
11,53 10,04 0,90 148,0 1 296 875,95
11,58 10,08 0,88 148,7 1 302 499,87
11,63 10,12 0,86 149,3 1 308 123,79
11,68 10,16 0,84 150,0 1 313 747,71
11,73 10,20 0,82 150,6 1 319 371,63
11,78 10,24 0,80 151,3 1 324 995,55
11,83 10,28 0,78 151,9 1 330 619,47
11,88 10,32 0,76 152,5 1 336 243,39
11,93 10,36 0,74 153,2 1 341 867,31
11,98 10,40 0,72 153,8 1 347 491,23
12,03 10,44 0,70 154,5 1 353 115,15
12,08 10,48 0,68 155,1 1 358 739,07
12,13 10,52 0,66 155,7 1 364 362,99
12,18 10,56 0,64 156,4 1 369 986,91
12,23 10,60 0,62 157,0 1 375 610,83
12,28 10,64 0,60 157,7 1 381 234,75
12,33 10,68 0,58 158,3 1 386 858,67
12,38 10,72 0,56 159,0 1 392 482,59
12,43 10,76 0,54 159,6 1 398 106,51
12,48 10,80 0,52 160,2 1 403 730,43
MATRIZ DE GENERACION
TABLA N° 04
122
TABLA Nº 05
Caudal Diseño Caudal Medio Util Factor de Planta Potencia Generación
(m3/s) (m3/s) (kW) (MWH/Año)
11,85 11,73 1,00 202,9 1 777 158,72
11,90 11,77 0,98 152,8 1 338 492,96
11,95 11,81 0,96 153,4 1 344 116,88
12,00 11,85 0,94 154,1 1 349 740,80
12,05 11,89 0,92 154,7 1 355 364,72
12,10 11,93 0,90 155,4 1 360 988,64
12,15 11,97 0,88 156,0 1 366 612,56
12,20 12,01 0,86 156,6 1 372 236,48
12,25 12,05 0,84 157,3 1 377 860,40
12,30 12,09 0,82 157,9 1 383 484,32
12,35 12,13 0,80 158,6 1 389 108,24
12,40 12,17 0,78 159,2 1 394 732,16
12,45 12,21 0,76 159,9 1 400 356,08
12,50 12,25 0,74 160,5 1 405 980,00
12,55 12,29 0,72 161,1 1 411 603,92
12,60 12,33 0,70 161,8 1 417 227,84
12,65 12,37 0,68 162,4 1 422 851,76
12,70 12,41 0,66 163,1 1 428 475,68
12,75 12,45 0,64 163,7 1 434 099,60
12,80 12,49 0,62 164,4 1 439 723,52
12,85 12,53 0,60 165,0 1 445 347,44
12,90 12,57 0,58 165,6 1 450 971,36
12,95 12,61 0,56 166,3 1 456 595,28
13,00 12,65 0,54 166,9 1 462 219,20
13,05 12,69 0,52 167,6 1 467 843,12
MATRIZ DE GENERACION
TABLA N° 05
TABLA Nº 06
Caudal Diseño Caudal Medio Util Factor de Planta Potencia Generación
(m3/s) (m3/s) (kW) (MWH/Año)
12,73 12,60 1,00 217,9 1 909 133,38
12,78 12,64 0,98 164,1 1 437 473,95
12,83 12,68 0,96 164,7 1 443 097,87
12,88 12,72 0,94 165,4 1 448 721,79
12,93 12,76 0,92 166,0 1 454 345,71
12,98 12,80 0,90 166,7 1 459 969,63
13,03 12,84 0,88 167,3 1 465 593,55
13,08 12,88 0,86 167,9 1 471 217,47
13,13 12,92 0,84 168,6 1 476 841,39
13,18 12,96 0,82 169,2 1 482 465,31
13,23 13,00 0,80 169,9 1 488 089,23
13,28 13,04 0,78 170,5 1 493 713,15
13,33 13,08 0,76 171,2 1 499 337,07
13,38 13,12 0,74 171,8 1 504 960,99
13,43 13,16 0,72 172,4 1 510 584,91
13,48 13,20 0,70 173,1 1 516 208,83
13,53 13,24 0,68 173,7 1 521 832,75
13,58 13,28 0,66 174,4 1 527 456,67
13,63 13,32 0,64 175,0 1 533 080,59
13,68 13,36 0,62 175,7 1 538 704,51
13,73 13,40 0,60 176,3 1 544 328,43
13,78 13,44 0,58 176,9 1 549 952,35
13,83 13,48 0,56 177,6 1 555 576,27
13,88 13,52 0,54 178,2 1 561 200,19
13,93 13,56 0,52 178,9 1 566 824,11
MATRIZ DE GENERACION
TABLA N° 06
123
TABLA Nº 07
DISPONIBILIDAD HÍDRICA AL 75 Y 95% DE PERSISTENCIA DE LA PRESA DE
DESCARAGA A LA IRRIGACION MJES (m3/s)
TABLA Nº 07
124
GRAFICO Nº 01
INSTALACION DEL PRIMER PROTOTIPO DE TURBINA DE RIO
GRAFICO Nº 01
125
GRAFICO Nº 02
ESQUEMA HIDRAULICO IRRIGACIÓN MAJES
GRAFICO Nº 02
126
GRAFICO Nº 03
INSTALACION DE TURBINA DE RIO
GRAFICO Nº 03
127
GRAFICO Nº 04
ESQUEMA DE USO DE AGUA DE LA SUB CUENCA SIGUAS Y QUILCA
GRAFICO Nº 04
![Curso hidraúlica para bombero [modo de compatibilidad]](https://static.fdocuments.ec/doc/165x107/5490f1d6b47959d11b8b48fd/curso-hidraulica-para-bombero-modo-de-compatibilidad.jpg)
