TENDENCIAS Y PERSPECTIVAS -...

Cuenca, Diciembre de 2015

ENERGÍAS RENOVABLESEN EL ECUADOR

SITUACIÓN ACTUAL,TENDENCIAS Y PERSPECTIVAS

© Universidad de Cuenca, 2015

Energías renovables en el Ecuador. Situación actual, tendencias y perspectivasCompiladores: Manuel Raúl Peláez Samaniego, PhD. Juan Leonardo Espinoza Abad, PhD.Varios autores.

Primera edición, diciembre de 2015300 ejemplares

ISBN: 978-9978-14-317-9Derecho de Autor: CUE-002371

Impreso en Cuenca - Ecuador

Impresión: Gráficas Hernández

Diseño y Diagramación: Fabián Cordero / Gráficas Hernández

Edición, corrección de pruebas y revisión:M. R. Peláez Samaniego, J. L. Espinoza Abad, M. García Renté

Nota:

El contenido de cada uno de los capítulos de este libro es de responsabilidad exclusiva de sus respectivos autores. En esta obra pueden aparecer marcas/nombres comerciales únicamente con fines ilustrativos. El uso de nombres comerciales no implica recomendación o aval de los autores para el uso de dichas marcas o productos.

Todos los derechos reservados. El contenido de este libro puede ser libremente reproducido total o parcialmente siempre que se cite la fuente.

i

/ Contenido

Sobre los organizadores/editores del libro

Lista de autores y breve biografía

Prefacio

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

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

vii

ix

xv

113448

14181819

232527

29293234354849

525354

76808387

88

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

ii

2.5.7 Residuos de la cosecha de banano 2.5.8 Otros materiales lignocelulósicos agrícolas y no agrícolas 2.5.9 Otras fuentes de biomasa y biocombustibles 2.5.10 Experiencia ecuatoriana en el uso de biogás y biodigestores 2.6 Consideraciones finales 2.7 Referencias y material de consulta

III. Hidroelectricidad en Ecuador 3.1 Antecedentes 3.2 Conceptos principales 3.2.1 Características de la energía hidroeléctrica 3.2.2 Estudios y diseños de una central hidroeléctrica 3.3 Sistemas de producción de energía eléctrica a partir de energía hídrica 3.3.1 Centrales hidroeléctricas 3.3.2 Proceso de generación hidroeléctrica 3.4 Potencial hidroeléctrico en el Ecuador 3.4.1 Proyectos hidroeléctricos en el Ecuador 3.5 Abastecimiento de potencia y energía en el Ecuador 3.5.1 Potencia instalada y energía 3.6 Políticas de Estado y crecimiento de la demanda 3.7 Expansión de la generación 3.8 Márgenes de reserva 3.8.1 Márgenes de reserva históricos 3.8.2 Márgenes de reserva proyectados 3.9 Comentarios finales 3.10 Referencias y material de consulta

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

90

9399

101105107

116116117117118

119119121124126138140146149153153153154157

159159

162162

164

166166167170170171172

CONTENIDOS

iii

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

173174174

177177177178179180

180

181

181

182183184

185186

187

188

190

190

191

191199

200

201

202

203205207


iv

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

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

212212215216

217219220222225227

229

233234235237238239241243244245247

248250252254

259259259262274289294

299302302307309311318320

CONTENIDOS

v

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

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

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

320

321322329329

330330334335335336337339339

339332345359360360

363

371

373374379380381382

384384385

387389389

390

392


vi

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

393396396

396

401403405

vii

/ Sobre los organizadores/editores del libro

Manuel Raúl Peláez Samaniego es Ingeniero Mecánico (Universidad de Oriente, Santiago de Cuba, Cuba, 1996), Master en Planeamiento de Sistemas Energéticos (UNICAMP, Campinas, SP, Brasil, 2007) y Ph.D. in Biological and Agricultural Engineering (Washington State University–WSU, Pullman, WA, USA, 2014). Posee, además, postdoctorado relacionado con Biomasa, Bioenergía y Bioproductos, también en WSU (2014-2015) y ha realizado estancia de investigación en el PNNL (Pacific Northwest National Laboratory, Richland, WA, 2013). Ha sido consultor en temas energéticos para el MEER e Hidropaute (2008-2009). Se ha desempeñado como Gerente de Producción en Indalum S.A. (Cuenca-Ecuador, 1996-2005), ha sido profesor en la Universidad Politécnica Salesiana (Cuenca-Ecuador, 1996-2001) y ha dictado cursos en varios programas de postgrado en Ecuador, relacionados con Eficiencia y Ahorro de Energía, Combustibles Oxi-genados y Gestión de Energía. Actualmente es Profesor Principal en la Facultad de Ciencias Químicas de la Universidad de Cuenca. El Dr. Peláez-Samaniego ha sido becario del IECE para realizar estudios de pregrado en Cuba (1991-1996), primer ecuatoriano becario del Global Sustai-nable Electricity Partnership (anteriormente conocido como e8 Group) para realizar estudios de maestría en Brasil, y becario Fulbright y de WSU para realizar estudios de doctorado. Ha publicado hasta la fecha alrededor de veinticinco artículos científicos relacionados con la pro-ducción y uso de bioenergía y bioproductos en varias revistas científicas (por ejemplo Renewa-ble and Sustainable Energy Reviews, Energy, Biomass and Bioenergy, Energy Policy, Energy for Sustainable Development, Journal of Analytical and Applied Pyrolysis, Holzforschung, Wood Science and Technology, Applied Thermal Engineering). Es reviewer de varias revistas científi-cas nacionales e internacionales en el área de energía y bioproductos. Además, ha presentado más de una docena de trabajos relacionados con enegía y uso de biomasa lignocelulósica para la producción de energía y bioproductos en eventos científicos en Brasil, Colombia, Cuba, Ecua-dor, India y Estados Unidos y ha sido coautor de dos libros publicados en Brasil.

Juan Leonardo Espinoza Abad es Ingeniero Eléctrico (Universidad de Cuenca, Ecuador, 1993), Más-ter en Energía y Ambiente (1999) del Programa conjunto entre la Universidad de Calgary y la OLADE, y Ph.D. con doble especialidad en Desarrollo Sustentable/Gestión Ambiental y Estrate-gia (Universidad de Calgary, Canadá, 2005). Actualmente es Profesor Principal en la Facultad de Ingeniería, Universidad de Cuenca. Ha sido además Director del Centro de Postgrados de dicha Facultad. Trabajó como docente y como Director (E) de la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Politécnica Salesiana de Cuenca. Ha dictado cursos de post-grado, sobre Energía, Gestión Ambiental y Estrategia en la OLADE, Universidad de Calgary, Universidad de Cuenca, PUCE-Quito y USFQ. Ha trabajado también como consultor técnico. En el año 2000 desarro-lló un proyecto piloto de electrificación con energía solar fotovoltaica en la región amazónica. Fue Director Ejecutivo de la Comisión de Gestión Ambiental (CGA) de la I. Municipalidad de Cuenca (2005-2009). De agosto a diciembre de 2009, fue Subsecretario de Energía Renovable y Eficiencia Energética en el Ministerio de Electricidad del Ecuador–MEER. En el 2010 colaboró en la Unidad de Gestión Ambiental de la empresa pública CELEC E.P.-Hidropaute, donde fue su Gerente entre febrero de 2011 y junio de 2013. Tiene varias publicaciones a nivel internacional y sus trabajos de investigación han sido presentados en eventos académicos en varios países de América y Europa. Sus temas de investigación incluyen: energías renovables, eficiencia ener-gética, gestión ambiental y desarrollo sostenible.

ix

Lista de autores y breve biografía

Alfredo Barriga R. es Ingeniero Mecánico (ESPOL, 1974), Ph.D. (Washington State University, 1978). Es-tadías Postdoctorales en Pennsylvania State Univesity (1978), Ohio State University (1979). Pro-fesor de la ESPOL desde 1980, donde ha sido Coordinador de Investigación Científica, Decano de Facultad y Vicerrector General. Fue Investigador Asociado en el Instituto de Energía Beijer de Suecia (1987-88), Profesor Visitante en la Universidad Von Humboldt, Berlin, 1994 y de Calgary, 1998, y Profesor Invitado en el Worcester Polytechnic Institute, 2006. Fue Coordinador de la Red Latinoamericana de Dendroenergía (FAO) 1990-95, y presidió la Comisión de Investigación Téc-nica de Investigación del Consejo de Universidades (1995-98). Ha sido profesor en la Maestría de Sostenibilidad Energética (Programa OLADE-Universidad de Calgary, 1998-2006) y en pro-gramas de Postrado de Universidad San Francisco, ESPE, ESPOCH y ESPOL. Fue Subsecretario de Calidad Ambiental 2000-2002. Ha ejecutado los proyectos Estudio de Impacto Ambiental del Uso de Gasolina Aditivada con Etanol (2008-2009), Uso eficiente de leña en ladrilleras arte-sanales de Ecuador y Perú (1998-2000), Estudio del uso de biogás para eliminación térmica de lixiviado de relleno sanitario (20013-14), Cogeneración para Autoabastecimiento de electricidad a partir de residuos de biomasa en agroindustrias del Ecuador (2014-15). Fue Asesor Técnico del proyecto de Evaluación y aprovechamiento de metano fugitivo en pozos petroleros, ESPOL-EPA (2008-2010). Ha presentado artículos en eventos nacionales e internacionales, así como repor-tes técnicos relativos al área de Sistemas Energéticos, Desarrollo Tecnológico y áreas conexas. Es además consultor en áreas de Energía e Impacto Ambiental.

Andrés Montero Izquierdo es Ingeniero Mecánico (Universidad Politécnica Salesiana, Cuenca, Ecua-dor), MBA en Empresas Eléctricas de la Universidad Antonio de Nebrija (Madrid, España), Espe-cialista en Energías Renovables de la Universitat Rovira i Virgili (Tarragona, España) y Doctor en Tecnologías de Climatización y Eficiencia Energética en Edificios de la Universitat Rovira i Virgili (Tarragona, España). El Dr. Montero ha realizado una estancia investigadora en el Centro Aeroespacial Alemán-DLR (Stuttgart, Alemania). Posteriormente trabajó en el Instituto Nacio-nal de Eficiencia Energética y Energías Renovables-INER (Quito, Ecuador) como Coordinador General Técnico, donde estuvo a cargo de la coordinación y dirección de más de 15 proyec-tos de investigación. Su campo de investigación se centra en la energía solar y la eficiencia energética en edificaciones. Actualmente labora como investigador en la Universidad Regional Amazónica IKIAM.

Antonio Barragán Escandón es Ingeniero Eléctrico (Universidad de Cuenca, Ecuador, 2002), Mas-ter en Energías Renovables (Universidad de León, España, 2010), Master en Sistemas Eléctricos de Potencia (Universidad Cuenca, Ecuador, 2012), Especialista en Tecnología y Gestión Ambien-tal (Escuela Politécnica Nacional, Ecuador, 2005). Actualmente es profesor de la Universidad Politécnica Salesiana en las Carreras de Ingeniería Eléctrica e Ingeniería Ambiental. Es ade-más Consultor Ambiental calificado por el Ministerio del Ambiente, para realizar evaluaciones ambientales en el sector eléctrico. Sus temas de investigación incluyen el análisis de las polí-ticas para el incentivo de las energías renovables y el desarrollo energético sostenible. El Ing. Barragán ha publicado 6 artículos científicos, 12 artículos de divulgación en diferentes medios (Revista Dyna de Colombia, Revista Energía de Ecuador, Revista Maskana de Ecuador, IQREPQ de España), ha formado parte de equipos de investigación como director o investigador; ha sido además becario de Fundación Carolina (España) para realizar sus estudios de Maestría.

/


x

Eduardo Aguilera Ortiz es Ingeniero Geólogo (Universidad Central del Ecuador, 1973). Ha realizado estudios de especialización en Ingeniería Geológica, en la Universidad de Florida (USA) y so-bre Geotermia, en el Instituto Internacional de Investigaciones Geotérmicas de Pisa, Italia. Su experiencia profesional se inició con el diseño de ingeniería de las Fases A y B del Proyecto Hidroeléctrico Paute y del Sistema Nacional de Transmisión (230 kV). Entre 1979 y 1983, como Jefe del Proyecto Geotérmico de INECEL, organizó y lideró la realización del Estudio de Reco-nocimiento Geotérmico Nacional del Ecuador y los estudios geocientíficos de prefactibilidad en las áreas de Tufiño y Chalupas. Estuvo vinculado a la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), como Experto del Programa Regional de Geotermia (1983-1986) en el que tuvo a su cargo la formulación y seguimiento de proyectos de exploración geotérmica, en las fases de reconocimiento y prefactibilidad en Colombia, Ecuador, Guatemala, Haití y Panamá, y de factibilidad en Nicaragua y El Salvador. Fue consultor del PNUD en los estudios de Prefactibi-lidad Geotérmica del área de Menengai-Bogoria, Kenya (1986). Se desempeñó como consultor principal de CEPAL en el Proyecto “Aprovechamiento de los Recursos Geotérmicos en Amé-rica Latina y El Caribe” y en el estudio “Geotermia en el Ecuador: Una Hoja de Ruta para el Desarrollo Sustentable”. Entre 1999 y 2002 dirigió el proyecto “Caracterización de los Acuíferos Hidrotermales del Ecuador”, auspiciado por el Organismo Internacional de Energía Atómica (IAEA). Dirigió el Proyecto “Investigación para la Utilización de la Energía Geotérmica en Cha-chimbiro, Imbabura”, auspiciado por la Secretaria Nacional de Ciencia y Tecnología (SENACYT (2008-2010)). Como consultor principal de la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRE-NA), entre 2011 y 2013 tuvo a su cargo el Proyecto “Desarrollo de la Energía Geotérmica en los Países Andinos; Bolivia, Colombia y Ecuador”.

Esteban Albornoz Vintimilla es Ingeniero Eléctrico graduado en la Universidad de Cuenca (1992) y Doctor en Ingeniería Eléctrica de la Universidad Nacional de San Juan–Argentina (2007). Es profesor titular en la Facultad de Ingeniería, Universidad de Cuenca. Fue docente en la Univer-sidad Politécnica Salesiana (UPS), donde también ejerció el cargo de Subdecano de la Facultad de Ciencias Eléctricas. Presidente del Colegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos del Ecua-dor 2006-2007. Desde el 2009 preside la Comisión de Integración Energética Regional capítulo Ecuador (ECUACIER). Desde 1994 ocupó varios cargos en la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur, llegando a ser Director de Planificación. Asesor del Directorio de Hidropaute S.A. y luego Presidente Ejecutivo; Gerente General de la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC). Sub-secretario de Electrificación del Ministerio de Energía y Minas. Actualmente es Ministro de Electricidad y Energía Renovable.

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

SOBRE LOS AUTORES

xi

Francisco Eugenio Vásquez Calero recibió los títulos de Ingeniero Eléctrico y Programador de Compu-tadores en la Universidad de Cuenca, Ecuador. Es Máster en Técnicas de Energías Renovables en la Ingeniería, Arquitectura y Agricultura de la Universidad Internacional de Andalucía. Ac-tualmente es Docente de la Universidad de Cuenca y de la Universidad del Azuay, donde se ha desempañado como Director de la Escuela de Ingeniería Electrónica. Ha sido docente en varios programas de maestría relacionados con gestión tecnológica y de energía en Ecuador, Perú y España. Ha trabajado en diversos proyectos de aplicación de las energías renovables, particu-larmente en el sector rural ecuatoriano. El Ing. Vásquez ha sido además conferencista dentro y fuera del país en temas relacionados con energía solar. Fue además ganador del Primer Premio en el Concurso Internacional “Desarrollo local en Andalucía y América Latina”, Fundación Pa-blo de Olavide, Sevilla-España, Enero del 2002, con el proyecto “Electrificación Fotovoltáica para la Comunidad de Tuutin Entza”.

Gustavo Arturo Riveros Godoy es graduado en Bioquímica por la Facultad de Ciencias Químicas de la Universidad Nacional de Asunción (Paraguay) (2004), especializado en el área de Evaluación y Gestión de Impactos Ambientales en la misma Universidad. M.Sc. en Planificación de Sistemas de Energía (Aárea de Concentración: Tecnología del Hidrógeno) por la UNICAMP (Universidad Estadual de Campinas), Brasil. Doctor (Ph.D.) por la misma universidad, con la Tesis: Hydrogen highway Brazil–Paraguay: technical, economic and environmental analysis. Especializado en Termo-economía en la Universidad de Génova, Italia (2013). Actualmente coordina el Núcleo de Eficiencia Energética del Centro de Innovación en Automatización y Control del Parque Tec-nológico ITAIPU.

Jaime Martí Herrero es licenciado en Ciencias Físicas (ULL, España, 2000) y Doctor en Ciencias Fí-sicas en 2006 (UNED, España) trabajando en el Centro de Investigaciones Energéticas, Medio Ambientales y Tecnológicas (CIEMAT, España). Desde 2008 es investigador del Centre Interna-cional de Mètodes Numèrics en Enginyeria (CIMNE, España). Desde 2001 ha participado en el diseño e instalación de más de 1000 biodigestores, desde la escala doméstica a la industrial, adaptando tecnologías sencillas a climas fríos. Ha trabajado en toda Latino América (especial-mente en la región andina) vinculado a la investigación, desarrollo e implementación de biodi-gestores como tecnología apropiada. Tiene varias publicaciones científicas sobre biodigestores y ha publicado dos libros. Ha participado en la elaboración de los Programas Nacionales de Bio-digestores de Bolivia y Perú, que asesora en la actualidad. Desde 2014 realiza una estancia en el Instituto Nacional de Eficiencia Energética y Energías Renovables (INER, Ecuador) a través de una beca del programa PROMETEO.

Jesús A. García Nuñez Ingeniero Sanitario de la Universidad del Valle (Cali, Colombia), Master of Science de la Universidad de Georgia, Athens (Georgia, USA), Ph.D in Biological and Agricultu-ral Engineering de la Washington State University (WSU), Pullman, WA, USA, 2015. Ha laborado más de 20 años en el Centro de Investigación en Palma de Aceite, CENIPALMA, en Colombia en donde ha impactado en investigación aplicada en temas como tratamiento de los efluentes de las plantas de beneficio, mejoramiento de los procesos de extracción en palma de aceite, prue-bas en ruta para estudiar la factibilidad del uso de biodiesel de palma en flotas de transporte masivo y de carga, análisis de ciclo de vida del biodiesel en Colombia, y más recientemente su investigación se ha enfocado en la búsqueda de opciones para convertir una planta de benefi-cio del fruto de la palma de aceite en una bio- refinería mediante el aprovechamiento integral de la biomasa residual.


xii

José Jara Alvear es Ingeniero Eléctrico (Universidad Politécnica Salesiana-Cuenca, 2003) Máster en Energías Renovables (Universidad de Zaragoza, España, 2005) y actualmente candidato a PhD en el Centro de Investigaciones para el Desarrollo ZEF (Universidad de Bonn, Alemania, 2015). Ha participado en la puesta en marcha y operación de los parques eólicos del Ecuador en las islas Galápagos, y Villonaco, en Loja. Es además consultor y recientemente ha construido el pri-mer barco solar del Ecuador (SOLARIS, Galápagos). Sus temas de investigación incluyen el uso de energías renovables en sitios aislados, eficiencia energética, movilidad eléctrica y sistemas de información geográficos.

Juan Chávez Cárdenas recibió el título de Ingeniero Eléctrico en la Facultad de Ingeniería, Universi-dad de Cuenca, Ecuador, en 1998. Es además Máster en Administración de Negocios del Sector Eléctrico (Escuela Politécnica Nacional, Quito, Ecuador, 2014). Actualmente es Subgerente de Producción en la Unidad de Negocio Hidropaute de la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP, a cargo de las centrales hidroeléctricas Mazar, Molino y, próximamente, Sopladora.

Luis Eduardo Urdiales Flores es Ingeniero Eléctrico (Universidad de Cuenca, Ecuador, 2002), Más-ter en Sistemas Eléctricos de Potencia (Universidad de Cuenca, Ecuador, 2015). Actualmente es Director en Morona Santiago de la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C. A., y está a cargo de la Unidad de Energías Renovables. Ha trabajado en el Proyecto Yantsa ii Etsari (2010 - 2015) que lleva adelante la misma empresa.

Manuel García Pérez es Ingeniero Químico (Universidad de Oriente, Santiago de Cuba), Master en In-geniería de Procesos (Universidad de Oriente), Master en Ingeniería Química (Laval Univer-sity, Québec, Canadá) y Ph.D. en Ingeniería Química (Laval University, Québec, Canadá). El Dr. Garcia-Perez ha realizado postdoctorados en la University of Georgia (Estados Unidos) y en la Monash University (Melbourne, Australia). Actualmente labora como Associate Professor en Washington State University, Pullman, WA, USA. Ha publicado más de 60 artículos en revistas científicas de alto impacto y varios capítulos de libros en temas relacionados con el uso de biomasa para la producción de energía y en los conceptos que sustentan la pirólisis de la bio-masa. Posee varias patentes en la misma temática. Ha sido conferencista invitado en más de 50 eventos científicos en Italia, Colombia, Ecuador, Estados Unidos, Bélgica, Dinamarca, España, Francia, China, Holanda, India, entre otros países. El Dr. Garcia-Perez es editor asociado de la revista Biomass and Bioenergy.

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

SOBRE LOS AUTORES

xiii

Patente de Invención por “Método y Dispositivo del Tiempo de Residencia” en 1990. Autor de un Hidromotor Solar que permite el seguimiento sincrónico del Sol con Fotocaptadores.

Paúl Martínez Mosquera es Ingeniero Eléctrico (Universidad de Cuenca, Ecuador, 1997), posee una Maestría en Gestión Tecnológica (Universidad de Cuenca, 2010) y un Diplomado en Auditorías Ambientales (Universidad de Cuenca, 2003). Ha trabajado como Gerente del Proyecto Unidades Educativas del Milenio del Ministerio de Educación del Ecuador (2011-2012), Director Ejecutivo de la Unidad Educativa CEDFI, Gerente de Electrónica Control y Sistemas Cia. Ltda., y como consultor técnico en el sector privado. Actualmente trabaja como Especialista Ambiental en CELEC EP- Hidropaute.

Paúl Urgilés Buestán es Ingeniero Civil (Universidad de Cuenca, Ecuador, 2001), Máster en Gestión de Proyectos (Escuela Superior Politécnica del Litoral, Ecuador, 2007), Máster en Gestión Ambien-tal (Universidad de las Fuerzas Armadas ESPE, Ecuador, 2011) y Project Management Profes-sional-PMP Certificado (2013). Actualmente es Gerente de la Unidad de Negocio Hidroazogues, perteneciente a la Corporación Eléctrica del Ecuador – CELEC E.P.

Pedro Espinoza Hernández es Ingeniero Civil (Universidad de Cuenca, Ecuador, 2009), Especialista en Estructuras (Universidad de Cuenca, Ecuador, 2015). Actualmente labora como analista técnico en la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP-HIDROPAUTE).

Santiago Torres Contreras se graduó de Ingeniero Eléctrico en la Facultad de Ingeniería de la Uni-versidad de Cuenca (1998). El título de Doctor en Ingeniería lo recibió del Instituto de Energía Eléctrica de la Universidad Nacional de San Juan, en Argentina, en el año 2007. Desde el año 2010 al 2013 el Dr. Torres trabajó como miembro Postdoctoral del Departamento de Sistemas de Energía de la Universidad de Campinas (UNICAMP), en el Estado de São Paulo- Brasil. El Dr. Torres también realizó una estancia como investigador visitante en la Escuela de Ingenie-ría Eléctrica y Computación de la Universidad de Cornell en Estados Unidos en el año 2011. Actualmente se desempeña como Profesor Asistente en la Facultad de Ingeniería, Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Cuenca en Ecuador. Los intereses de investigación son la planificación y operación de sistemas de transmisión y distribución de energía eléctrica, la inteligencia computacional y optimización aplicada a redes inteligentes de energía eléctrica, y los sistemas de energía eléctrica renovable.

Stalin Vaca Cordero es Ingeniero Eléctrico (Universidad de Cuenca, Ecuador, 2000). Tiene un Master Europeo en Energías Renovables por la Universidad de Zaragoza (España, 2007). Ha trabajado en los diferentes componentes de los sistemas de energía eléctrica: distribución, transmisión y generación. Es actualmente representante legal y técnico de la compañía española de inge-niería SISENER INGENIEROS S.L. en el Ecuador. Ha desarrollado diversos proyectos en el área de eficiencia energética y energías renovables que van desde la pequeña escala, como electri-ficación rural con SHS, hasta la gran escala, como plantas de generación fotovoltaica, eólica o centrales hidroeléctricas, incluyéndose redes transmisión y sub-transmisión.

Tsai García Pérez es Ingeniera Química (Universidad de Oriente, Santiago de Cuba, 1994), Master en Ingeniería Química (Universidad Estatal de Campinas–UNICAMP, Campinas, SP, Brasil, 2007), Doctora (Ph.D.) en Ingeniería Química (UNICAMP, 2010) con especialización en Ciencia y Tec-nología de Polímeros. La Dra. García posee un segundo Ph.D. in Chemical Engineering, obteni-


xiv

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

xv

/ Prefacio

La energía es un elemento fundamental para el desarrollo y funciona-miento de las sociedades contemporáneas. Todos dependemos, directa o indirectamente, en mayor o en menor medida, tanto de la electricidad como de la energía disponible en los combustibles que usamos. En la actualidad se observa que dicha dependencia se acentúa en la mayoría de los países, aspecto que es visible con solo acceder a las estadísticas de oferta y consumo de energía. En el caso de Ecuador, la producción de energía primaria creció 25 % en los últimos once años (desde 2003 hasta 2013) y el consumo final de energía creció 59 % en el mismo período. Sin embargo, la presencia de las energías renovables en la matriz energética del país es todavía ínfima, pues cerca de 95 % de la energía primaria pro-ducida está constituida por combustibles fósiles (91 % petróleo y 4 % gas natural) y solo alrededor de 5 % corresponde a energías renovables (prin-cipalmente hidráulica y biomasa). Estas estadísticas reflejan la enorme dependencia de nuestro país sobre las fuentes fósiles de energía. Una pregunta oportuna es: ¿Hasta cuándo vamos a contar con fuentes no re-novables de energía como fuente primaria de energía? Ventajosamen-te, en el país se está tomado conciencia sobre estos aspectos y hoy es frecuente escuchar, en varias esferas de la sociedad, planteamientos y discusiones sobre la necesidad de incursionar en un uso más extensi-vo y eficiente de las energías renovables que disponemos. Asimismo, es gratificante ver que buena parte de la ciudadanía está familiarizada con los conceptos de energía renovable y no renovable. A la par, varios programas y cursos de pregrado y postgrado en diferentes centros de educación superior en el país abordan los temas de energías renovables y de eficienca energética.

La idea de publicar el presente libro nació en el año 2011. Los editores observamos que, a pesar de los avances que se estaban dando en el tema energético en Ecuador, ya sea por la proliferación de programas y cursos de pregrado y postgrado relacionados con energías renovables, gestión de energía y/o eficiencia energética, o por la notable incursión del Estado en una mayor explotación de algunas fuentes de energía renovable, no existe un texto o fuente de consulta recopilando lo que se ha hecho, lo que se viene haciendo, y lo que se podría hacer en el país respecto a las energías renovables.


xvi

Este libro no pretende abordar las energías renovables en el país de for-ma exhaustiva, ni busca ser la última palabra sobre este tema. El objetivo es, más bien, presentar ideas y elementos que sirvan de punto de partida para una discusión amplia que involucre a más profesionales y científi-cos que actualmente trabajan en el tema energético en el Ecuador. Por lo tanto, además de abordar brevemente los conceptos básicos sobre las principales fuentes renovables de energía disponibles en el país, su potencial, el estado de su exploración y/o explotación y las experien-cias adquiridas, se proponen también acciones que podrían ser llevadas a cabo para una adecuada expansión y mejor aprovechamiento de las energías renovables. En ese sentido, el libro busca llegar no solo al sector académico sino también a las personas e instituciones que generan po-líticas energéticas, toman decisiones o invierten en el sector energético del Ecuador.

Para un país pequeño como el nuestro, pero con abundante disponibili-dad de fuentes renovables, es muy oportuno contar con un texto de con-sulta escrito por profesionales que trabajan directamente en cada área y pueden transmitir experiencias de manera oportuna y adecuada. El carácter multidisciplinar del libro radica en la diversidad de formación académica y científica de los autores. En parte por este motivo, la se-cuencia de los capítulos presentados no refleja un orden pre-establecido.

Los editores valoramos y agradecemos el esfuerzo realizado por los au-tores de cada capítulo para que sus contribuciones a este libro hayan sido llevadas de la manera más profesional y completa posible. Sin dicho invaluable aporte no hubiera sido posible la conclusión de esta obra.

Finalmente, queremos dejar constancia de nuestra enorme gratitud a la Universidad de Cuenca y sus autoridades (MS. Ing. Fabián Carrasco y MS. Ing. Silvana Larriva, Rector y Vicerrectora, respectivamente) y a la Unidad de Cultura, por el apoyo brindado para la impresión del libro.

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

1

I / Políticas para la promoción de las energías renovables en el Ecuador

a Facultad de Ingeniería Eléctrica, Universidad Politécnica Salesiana,

Cuenca, Ecuador.b Departamento de

Ingeniería Eléctrica, Electrónica y

Telecomunicaciones - DEET, Universidad de

Cuenca, Cuenca, Ecuador.

* Forma de referenciar este capítulo:

Barragán Escandón, A., Espinoza Abad, J.L.,

2015. Políticas para la promoción de las energías renovables en el Ecuador.En: “Energías renovables

en el Ecuador. Situación actual, tendencias y

perspectivas”, Editores: Peláez Samaniego, M.R.

y Espinoza Abad, J.L. Universidad de Cuenca.

Gráficas Hernández, Cuenca, Ecuador.

Antonio Barragán Escandóna / Juan Leonardo Espinoza Abadb (*)

1.1 / Introducción

En la actualidad todavía se debate sobre cómo definir de manera preci-sa el término energía renovable y cómo distinguir energía renovable de energía no renovable. Este debate es sin duda inevitable debido a que diferencias en estas interpretaciones podrían impactar políticas energé-ticas, marcos regulatorios, o cualquier otro mecanismo que pudiera ser-vir para promover las energías renovables en un país o sociedad (TREIA, n.d.). Una definición corta que se acoge en este libro es la adoptada por la Agencia Internacional de Energía (IEA–International Energy Agency) (IEA, 2015): “Energía renovable es la energía derivada de procesos natu-rales que son sustituidos a una velocidad mayor que la que son consu-midos. Formas comunes de energía renovable son la energía solar, ener-gía eólica, energía geotérmica, energía hídrica, asi como algunas formas de biomasa”. Una definición ligeramente más amplia, adoptada por la Texas Renewable Energy Industry Alliance, señala que energía renova-ble es “Cualquier recurso que es regenerado naturalmente en un periodo corto de tiempo y derivado directamente del sol (por ejemplo térmica, fotoquímica o fotoeléctrica), indirectamente del sol (por ejemplo eólica, hídrica, o energía fotosintética almacenada en la biomasa), o de otros movimientos y mecanismos naturales del planeta o medio ambiente (como es el caso de la energía geotérmica y de las olas). La energía reno-vable no incluye recursos derivados de combustibles fósiles, residuos de combustibles fósiles, o residuos de fuentes inorgánicas” (TREIA, n.d.). En términos generales, las fuentes de energía renovable pueden ser clasifi-cadas también en convencionales (por ejemplo hidráulica) y no conven-cionales (por ejemplo la energía solar).

A pesar de que a nivel mundial de que los costos de producción de la energía proveniente de fuentes renovables no convencionales han ido disminuyendo a través de los años y su madurez tecnológica se va consolidando, todavía existen limitaciones para que estas tengan un importante rol frente a la energía proveniente de fuentes convencio-


2

nales, como la hidroelectricidad a gran escala o la energía termoeléctrica. A diferencia de la energía eléctrica que utiliza combustibles fósi-les y que en el Ecuador, hasta 2013 representó cerca del 50 % del total de la energía generada, las energías renovables (ER) son consideradas sustentables pues, por sus características, pue-den aportar a las necesidades energéticas sin reducir la disponibilidad de energía en el futu-ro. A ello se suma el menor impacto ambiental que las ER provocan, así como que están dis-tribuidas, promueven la mano de obra local y constituyen un recurso autóctono, lo cual tiene directo impacto en la anhelada soberanía ener-gética de cualquier país o región.

Varias son las ventajas que se exponen para que el público acepte este tipo de tecnologías. Sin embargo, al ser más intensivas en capital (si se las compara con las tecnologías que utili-zan recursos fósiles), sus costos las hacen me-nos atractivas al momento de elegirlas como

sustitutos de las generadoras convencionales. En la Figura 1.1 se indican, en dólares america-nos (USD), los costos promedio de generación e inversión para diferentes tecnologías. En la mencionada tabla se presentan además los rangos de variación de esos costos (ver valores en corchetes).

Otros inconvenientes que pueden ser deci-sorios al momento de elegir a las ER, es que, a pesar de que pueden reducir los problemas asociados con el acceso y disponibilidad de energía, no necesariamente pueden eliminar-los. Por ejemplo, los recursos renovables son intermitentes (energía solar y eólica), y esto las hace depender de la presencia o no del re-curso; es decir, no están disponibles en función de las necesidades del sistema al que suminis-tran energía. En el caso ecuatoriano, se podría añadir el hecho de que el país es productor de petróleo y que dispone de un gran potencial hi-droeléctrico todavía no aprovechable.

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

POLÍTICAS PARA LA PROMOCIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN EL ECUADORAntonio Barragán, Juan Leonardo EspinozaI

3

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

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

1.2 / Marco Teórico

Al buscar la introducción de las ER como par-te de la matriz energética de un país o región no solo se plantean nuevas tecnologías, sino se apuesta a un cambio institucional que incluye elementos económicos, sociales y ambientales no considerados previamente. Esta evolución institucional involucra transiciones entre tres aspectos denominados “pilares”: normativo, cognitivo y regulativo (Scott, 1995).

Para Scott (1995), el aspecto normativo gene-ralmente toma la forma de procedimientos es-tándares de operación (industria) o en el currí-

culo educativo (universidad), mientras que el aspecto cognitivo tiene que ver con la cultura (palabras, símbolos) que tiende a legitimar una nueva realidad. Los aspectos de orden regu-lativo (o legal) generalmente toman la forma de regulaciones, las cuales guían la acción de las organizaciones por coerción o amenaza de sanciones legales.

Los argumentos para la promoción de las ER sostienen la necesidad de considerar los tres pilares institucionales, principalmente los as-pectos regulatorios, que deben convivir con las reglas hechas para los sistemas de gene-ración eléctrica convencional. En este sentido, las políticas enfocadas a la promoción de las ER podrían verse inicialmente inequitativas. Sin embargo, los argumentos que exponen su necesidad asumen la falta de sostenibilidad del modelo energético actual, así como una planificación que no considera los problemas socio-ambientales futuros o excluye las ex-ternalidades (Komor, 2004). Entre dichos argu-mentos se destacan:

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

• La elección de las tecnologías convencio-nales se efectúa ignorando los problemas que se puedan presentar, ya sea por la dis-minución de recursos no renovables o el cambio climático. Se trata, por lo tanto, de supuestos en los que existe una relación con el medioambiente y la sociedad, y por ello se establece un mecanismo de retri-bución basado en incentivos y garantía de compra de energía “limpia” (Hernán-dez, 2005).


4

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

1.2.1 / Políticas Energéticas

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

co. A partir del año 2008, cuando se expide la Constitución vigente de la República, y sobre todo debido a que los objetivos planteados en la adopción de un modelo de mercado no se cumplieron, se regresó a un modelo público de empresas generadoras, distribuidoras y una de transmisión, controladas por un regulador y operador también estatales. El actual mode-lo en el Ecuador, además, establece a todas las formas de energía como sectores estratégicos, y en el caso de la energía eléctrica, el Estado es responsable de su provisión.

En un modelo de mercado, la intención es crear políticas y condiciones que permitan la participación de nuevos actores y nuevas tec-nologías, además de asegurar que el mercado (el cliente) elija su uso. En un modelo centra-lizado, la planificación es fundamental para el ingreso de las nuevas tecnologías. Aunque en cualquiera de los dos modelos se pueden en-contrar ventajas y desventajas, el desarrollo de las ER estarán enmarcadas en cómo se adap-ten a convivir y competir con las tecnologías tradicionales (Komor, 2004). La elección de las políticas de promoción de las ER, por ende, no dependerá tanto de sus posibles fortalezas (y debilidades), sino de consideraciones prag-máticas, como la capacidad de construir un consenso político e institucional en torno a la utilización de determinadas opciones. La si-tuación contextual e individual de los países, su economía, desarrollo tecnológico, estado de la red, percepción de los habitantes, así como la eficacia, el costo y la facilidad de implementa-ción, son determinantes para definir las políti-cas más adecuadas.

1.2.2 / Tipos de Políticas para el Incentivo de las ER

Una política, por definición, es una forma de intervención que intenta lograr algún objetivo, que no podría conseguirse si no se implementa dicha política (Komor, 2004). En particular, una política energética es una política sectorial de la política socio-económica, a largo plazo, de un país (CEPAL, OLADE, & GTZ, 2000). El debate


5

para la promoción de las energías renovables se ha centrado en identificar los instrumentos más efectivos que permitan incrementar su penetración y, puesto que los costos asociados a la producción de energía renovable son ge-neralmente más altos que la que proviene de recursos fósiles, sea cual sea el instrumento elegido, “alguien” deberá pagar un costo extra (Longo, Markandya, & Petrucci, 2007). Se puede incluso desarrollar modelos de políticas de-pendiendo del tipo de tecnología, su etapa de desarrollo (prueba, diseño y penetración), cos-tos, rendimiento u otras características.

Muchas políticas pueden ser concebidas para la implantación de tecnologías de energía re-novable. Estas se establecen por medio de ins-trumentos tales como incentivos y regulacio-nes. Los incentivos son políticas que abordan directamente las barreras económicas y finan-cieras a las energías renovables, y que son, por definición, voluntarias. La incorporación de in-centivos puede lograr objetivos de penetración posibilitando la eliminación de barreras para la inversión, actuando sobre la racionalidad de los actores del sistema (CEPAL, OLADE, & GTZ, 2000). Sin embargo, estas se consideran efec-tivas pero no siempre eficientes, considerando los recursos que se deben aportar para asegu-rar una nueva fuente renovable (Komor, 2004).

Las regulaciones (leyes, reglamentos, etc.), por otro lado, no son voluntarias y buscan que no haya barreras económicas para el desarrollo de las ER en base a una nueva estructura y fun-cionamiento del sector (CEPAL, OLADE, & GTZ, 2000). Sin embargo, las diferencias entre incen-tivos y regulaciones no siempre son claras y, en la práctica, es común encontrar políticas que incorporan tanto aspectos regulatorios como incentivos, como se resume en la Tabla 1.1.

Dependiendo de su alcance, las políticas para promover las energías renovables se dividen en tres grupos principales (Beck & Marniot, 2004): 1) aquellas que definen un precio y canti-dad de ER –Price Setting and Quantity Forcing Policies-, 2) las que reducen costos de inver-sión –Cost Reduction Policies; y, 3) políticas de inversión pública para facilitar y acelerar su incorporación –-Public Investments and Mar-ket Facilitation Activities. La primera categoría está basada en la producción de energía, mien-tras que la segunda está basada en la inversión y la tercera requiere una directa intervención del Estado. En la Tabla 1.1 los autores identifi-can 7 mecanismos implantados en el Ecuador, que serán desarrollados más adelante, y que encajan en las categorías anteriores.

Tabla 1.1 / Categorías de políticas establecidas en el Ecuador.

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

Política

Price Se�ing and Quantity Forcing Policies (precio y cantidad)

Co Redu�ion Policies (reducción de coos)

Public Invements and Market Facilitation A�ivities (inversión pública)

Mecanismo

Tarifa reguladaObjetivos nacionalesMecanismos de mercado

Incentivos financieros

Fomento a la inversión públicaInveigación y desarrolloInformación y pro�ección de localidades

Tipo*

R, IR, IR, I

I

IRI


6

1.2.2.1 / Precio y Cantidad

En este mecanismo se busca establecer precios favorables para promover las ER. La cantidad de generación bajo este esquema no está nece-sariamente especificada, pero los precios son conocidos. Por otro lado, se puede establecer una cantidad de generación, sin determinar los precios. Estos dos mecanismos, a pesar de que tienen estructuras diferentes, se los suele utili-zar en conjunto (Beck & Marniot, 2004). En este esquema se identifican los siguientes casos:

a) Tarifa Regulada

Conocida comúnmente como Feed-in Law o Feed-in Tariff, es un esquema en el que el regu-lador fija una tarifa para la compra de energía que proviene de las ER, mientras que el merca-do determina la cantidad de energía eléctrica generada por estas fuentes (Torres & Arana, 2010). Desde el punto de vista de mercado li-beralizado, puede ser inapropiado, y su adop-ción debe ser bien planificada para limitar su alcance y duración, pues los subsidios estable-cidos pueden crear consecuencias imprevistas (Komor, 2004), (CEPAL, OLADE, & GTZ, 2000). En este caso se puede llegar a tener una impor-tante capacidad instalada de generación reno-vable pero a altos costos. Por ejemplo, Estados Unidos y Alemania han manejado con éxito este tipo de políticas, mientras que Dinamarca, que promovió así su industria renovable, pau-latinamente ha ido cambiando a otros incen-tivos tipo certificados verdes. Otros esquemas consideran tarifas diferenciadas según el tipo de tecnología, tamaño del proyecto o producti-vidad. La vigencia de las tarifas, suele revisarse de manera periódica, y permite definir la can-tidad de energía por fuente que se desea incor-porar (Singh & Sood, 2008).

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

promotores para reducir costos), ii) que el pre-cio fijado por el Estado refleje un compromiso a largo plazo de promoción, así como da garan-tía a las instituciones prestamistas (Rodríguez, Burgos, & Arnalte, 2003).

b) Objetivos Nacionales

La mayoría de los gobiernos tienen una meta anual explícita para la generación de energía renovable, como porcentaje del total de gene-ración de electricidad. Los objetivos suelen es-tar definidos en función del total esperado de potencia para un año determinado. Por ejem-plo, en los Estados Unidos se le llama “Renewa-ble Portfolio Standard” y se distingue por: 1) la asignación de la responsabilidad de cumplir el objetivo de un actor en concreto (es decir, los usuarios, los minoristas o generadores), 2) te-ner una penalización sustancial por no cum-plir con los objetivos (Komor, 2004). Si bien este instrumento es simple y los costos y riesgo disminuyen a la vez que se asegura una can-tidad determinada de generación, tiene como inconveniente el trato desigual que da a las diferentes tecnologías. También puede darse el caso de que los objetivos se establezcan sin consideraciones económicas o técnicas (Ko-mor, 2004).

c) Mecanismos de Mercado

En este grupo se incluyen los denominados “certificados verdes”. Un certificado verde es un instrumento basado en el reconocimiento de que una ER ofrece dos productos: electricidad a la red y beneficios al medio ambiente (es decir, se considera la reducción de gases de efecto in-vernadero, principalmente CO2). Los atributos ambientales en este caso son representados por un certificado verde (Green Certificate), el mismo que es comerciable en un mercado se-cundario (Komor 2004). Al ser más económico reducir las emisiones en un país que en otro, el comercio puede ser transfronterizo. La dificul-tad radica en lo complejo que es cuantificar las emisiones evitadas, así como su implementa-ción o administración. La experiencia reciente


7

con la implementación del protocolo de Kyoto es un ejemplo de dichas dificultades. 1.2.2.2 / Reducción de Costos

Este mecanismo permite reducir los costos de las inversiones que se realicen al utilizar tecno-logías de ER, ya sea vía subsidios, reducción de tasas, aranceles o préstamos preferenciales. En este esquema se crean incentivos financieros destinados a reducir los costes iniciales y los riesgos asociados para ayudar a los proyectos de energía renovable a establecerse. Las medi-das financieras incluyen reducción de tasas y costos más bajos para promover la inversión, aceleración de la depreciación o eliminación y reducción de impuestos en la importación de tecnología (Singh & Sood, 2008). En el caso de la aceleración de la depreciación, lo que se bus-ca es que los inversionistas reciban beneficios financieros más pronto que si se aplicaran las reglas comunes de depreciación (Beck & Mar-niot, 2004).

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

1.2.2.3 / Inversión Pública

Este tipo de mecanismos considera la inver-sión directa del Estado para desarrollar proyec-tos con ER, o destinar fondos para educación, investigación y desarrollo, donde se destaca la prospección y zonificación de recursos renova-bles. En esta categoría se encuentran:

a) Desarrollo de Proyectos desde el Estado

En este caso el Estado financia la construcción de proyectos de energía renovables. Esto gene-ralmente está en función de objetivos naciona-les o regionales impuestos. En ocasiones este

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

b) Investigación y Desarrollo

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

c) Información y Prospección de Localidades

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

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


8

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

1.3 / Políticas para el Incentivo de las ER en el Ecuador

En el Ecuador se han incorporado varias políti-cas para fomentar el uso de las energías reno-vables no convencionales. En la Constitución de la República de 1998 ya se establecía que el Estado promoverá su uso, mientas que en la Constitución del 2008, se afianza este principio y se incorpora el concepto de eficiencia ener-gética.

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

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

Ver gráfico a color / pag. 409


9

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

AÑO

1961

1996

1998

1998

2000

2000

2001

2002

2002

2004

2004

2006

2006

2006

2007

2007

2008

2008

2008

2008

2009

2009

2009

2010

2011

2012

2012

2013

2013

2013

2014

2015

HITO

Creación del In�ituto Ecuatoriano de Ele�rificación, INECEL.Decreto Ley de Emergencia No. 24, 23 de Mayo de 1961

Ley de Régimen del Se�or Elé�rico, R. O. No. 4310 de O�ubre de 1996

Con�itución de la RepúblicaR.O. No. 442, 20 de O�ubre de 1998

Reglamento para la admini�ración del Fondo de Ele�rificación Rural y Urbano Marginal (FERUM)R.O. No. 373, 31 de Julio de 1998

Ecuador ratifica el Protocolo de Kyoto, Enero de 2000

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

Reglamento ambiental para a�ividades elé�ricas, Decreto Ejecutivo No. 1761, R.O. No. 396 23 de Ago�o de 2001

Plan Nacional de Ele�rificación 2002-2011, Resolución No. 0048/02 de 27 de Febrero de 2002

Precios de la energía producida con recursos energéticos renovables no convencionales, Regulación No. CONELEC – 003/02. Resolución No. 0074/02. 26 de Marzo de 2002.

Plan Nacional de Ele�rificación 2004-2013, Resolución No. 281/04 de 24 de Diciembre de 2004

Precios de la energía producida con recursos energéticos renovables no convencionales, Regulación No. CONELEC – 004/04. Resolución No. 280/04, 24 de Diciembre de 2004

Plan Nacional de Ele�rificación 2006-2015, Resolución No. 217-06, 11 de Septiembre de 2006

Reglamento General de la Ley de Régimen del Se�or Elé�ricoDecreto Ejecutivo No. 2066 R. O. No. 401, 21 de Noviembre de 2006

Precios de la energía producida con recursos energéticos renovables no convencionales, Regulación No. CONELEC – 009/06. Resolución No. 292/06, 19 de Diciembre de 2006.

Creación del Mini�erio de Ele�ricidad y Energía RenovableDecreto Ejecutivo No. 475 R. O. No. 132, 23 de Julio de 2007

Plan Mae�ro de Ele�rificación 2007–2016, Diciembre de 2009

Con�itución de la República, 28 de Septiembre de 2008.

Mandato Con�ituyente N° 15R.O. No 393, 31 de Julio de 2008

Procedimientos para presentar, calificar y aprobar los proye�os FERUM, Regulación No. CONELEC - 008/08. Resolución No. 121/08, 23 de O�ubre de 2008

E�udio sobre Matriz Energética del Ecuador , Mayo de 2008

Decreto Ejecutivo 1815,1 de Julio de 2009

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

Plan Mae�ro de Ele�rificación 2009-2020, Resolución No. 099/095 de Noviembre de 2009

Código de la Producción R.O. No. 351, 29 de Diciembre 2010

Tratamiento para la energía producida con recursos energéticos renovables no convencionales. Regulación No. CONELEC – 004/11, Resolución Nro. 023/11, 14 de Abril de 2011

Creación del In�ituto Nacional de Eficiencia Energética y Energías Renovales, Decreto Ejecutivo No. 1048 R.O. No. 649, 28 de Febrero de 2012.

Plan Mae�ro de Ele�rificación 2012-2021, Resolución No. 041/012 de Junio de 2012

Plan Nacional del Buen Vivir, 2013-2017, Resolución No. CNP-002-2013, 24 de Junio de 2013.

Participación de los generadores de energía producida con recursos energéticos no convencionales. Regulación No. CONELEC – 01/13, Resolución No. 010/13, 21 de Mayo de 2013.

Plan Mae�ro de Ele�rificación 2013-2022, Septiembre 2013

Codificación de la regulación CONELEC 001/13 para “la participación de los generadores de energía elé�rica producida con recursos energéticos renovables no-convencionales”. Resolución No. 014/14 , 13 Marzo 2014

Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Elé�rica (aprobado en enero de 2015).

DESCRIPCIÓN

Organismo cuya razón de ser es la integración del si�ema elé�rico ecuatoriano, pues ha�a aquel entonces el servicio elé�rico e�aba encargado a las municipalidades.

Fomentar el desarrollo y uso de los recursos energéticos no convencionales a través de los organismos públicos, las universidades y las in�ituciones privadas.Se indica la exoneración del pago de aranceles, demás impue�os adicionales y gravámenes que afe�en a la importación de materiales y equipos no producidos en el país para la inve�igación, producción, fabricación e in�alación de si�emas de�inados a la utilización de energía solar, eólica, geotérmica, biomasa y otras, previo el informe favorable del CONELEC. Se e�ipula la exoneración del pago de impue�o sobre la renta, durante cinco años a partir de su in�alación a las empresas que, con su inversión, in�alen y operen centrales de producción de ele�ricidad usando los recursos energéticos no convencionales señalados en el inciso anterior.Se expide el Reglamento General de la Ley de Régimen del Se�or Elé�rico (R.O. No. 182, 4 de Diciembre de 1996), que indica que se debe promocionar los recursos energéticos locales, tales como micro y minicentrales hidroelé�ricas y nuevas fuentes de energías renovables.Se modifica totalmente la e�ru�ura del Se�or Elé�rico Ecuatoriano, de manera que las a�ividades que antes eran realizadas por el INECEL, se designan a otras entidades.

Indica que el E�ado tomará medidas con el fin de promover en el se�or público y privado el uso de tecnologías ambientalmente limpias y de energías alternativas no contaminantes.

E�ablece las pautas y condiciones para la admini�ración de fondos dirigidos a la con�rucción de obras nuevas, ampliación y mejoramiento de si�emas de di�ribución en se�ores rurales o urbano - marginales; o para con�rucción de si�emas de generación que utilicen energías renovables no convencionales.

Tiene como objetivo reducir seis gases de efe�o invernadero que causan el calentamiento global. Los proye�os con energías renovables e�án entre las opciones para cumplir ese objetivo.

E�ablecimiento de precios de la energía elé�rica entregada al Si�ema Nacional Intercone�ado por los generadores que utilizan fuentes renovables no convencionales (energía eólica, energía solar fotovoltaica, energía proveniente de biomasa - biogás y energía geotérmica), además, determina la forma en que serán de�achados e�e tipo de generadores (2 % de e�a energía podrá ser de�achada).

Indica que le compete al CONELEC, diseñar y aplicar, en coordinación con los organismos públicos competentes, incentivos para e�imular la protección y manejo su�entable de los recursos naturales que son aprovechados por los proye�os elé�ricos, así como fomentar el desarrollo y uso de tecnologías limpias y el uso de recursos energéticos no convencionales.

Se recomienda mejoras en la operación de los tanques para calentamiento de agua, uso de equipos similares más eficientes y calentadores solares. Se hace referencia a la regulación 008/00 y a la reglamentación para el uso de fondos FERUM en la promoción de energías renovables.

A�ualización de la Regulación No. CONELEC – 008/00. E�ablecimiento precios de la energía elé�rica entregada al Si�ema Nacional Intercone�ado por los generadores que utilizan fuentes renovables no convencionales (energía eólica, energía solar fotovoltaica, energía proveniente de biomasa - biogás y energía geotérmica), además, determina la forma en que serán de�achados e�e tipo de generadores (2 % de e�a energía podrá ser de�achada).

A�ualización del Plan Nacional 2002-2011. Se hace referencia a la Regulación 003/02 y a la reglamentación para el uso de fondos FERUM en la promoción de energías renovables.

A�ualización de la Regulación No. CONELEC – 003/02. E�ablecimiento de los precios, su período de vigencia, y forma de de�acho para la energía elé�rica entregada al Si�ema Nacional Intercone�ado y si�emas aislados, por los generadores que utilizan fuentes renovables no convencionales (eólica, biomasa, biogás, fotovoltaica, geotermia y nuevas pequeñas centrales hidroelé�ricas). Además, determina la forma en que serán de�achados e�e tipo de generadores (2 % de e�a energía podrá ser de�achada).

A�ualización del Plan Nacional 2004-2013.Se recomienda mejoras en la operación de los tanques para calentamiento de agua, uso de equipos similares más eficientes y calentadores solares. Se hace referencia a la regulación 004/02 y a la reglamentación para el uso de fondos FERUM en la promoción de energías renovables.

A�ualización del Reglamento General de la Ley de Régimen del Se�or Elé�rico (R.O. No. 182 4 de Diciembre de 1996).Se indica que los recursos energéticos renovables no convencionales son aquellos provenientes del aprovechamiento de las energías: eólica, biomasa, biogás, fotovoltaica, geotérmica y otras de similares cara�erí�icas, y la proveniente de pequeñas centrales hidroelé�ricas. Se anota que el E�ado fomentará el uso de los recursos energéticos renovables, no convencionales, a través de la asignación prioritaria de fondos del FERUM, por parte del CONELEC; introducirá e�os elementos en el Plan Mae�ro de Ele�rificación como un programa definido.

A�ualización de la Regulación No. CONELEC – 004/04. E�ablecimiento de los precios, su período de vigencia, y forma de de�acho para la energía elé�rica entregada al Si�ema Nacional Intercone�ado y si�emas aislados, por los generadores que utilizan fuentes renovables no convencionales (eólica, biomasa, biogás, fotovoltaica, geotermia y nuevas pequeñas centrales hidroelé�ricas). Determina la forma en que serán de�achados e�e tipo de generadores (2 % de e�a energía podrá ser de�achada).

Dentro de su orgánico funcional se tiene la Subsecretaría de Energía Renovable y Eficiencia Energética y dentro de e�a Subsecretaría, se crearon tres Direcciones Nacionales: de Energía Renovable, de Eficiencia Energética, y de Biomasa, cada una con a�ividades e�ecíficas relacionadas a sus áreas.

A�ualización del Plan Nacional 2004-2013.Se e�ablece como política el desarrollo de las energías renovables como única alternativa energética so�enible en el largo plazo. Se propone a mediano plazo una matriz de generación con un aporte mínimo de 80 % de energías renovables (hidroelé�rica, eólica y biomasa). Se hace referencia a la Regulación 009/06 y a la reglamentación para el uso de fondos FERUM en la promoción de energías renovables. Se indica que las ER, pueden acogerse al MDL.

Se indica que el E�ado promoverá, en el se�or público y privado, el uso de tecnologías ambientalmente limpias y de energías alternativas, renovables, no contaminantes y de bajo impa�o. Además, promoverá la eficiencia energética.

E�ablece las pautas para el cambio del modelo del se�or elé�rico ecuatoriano. En donde se indica que el E�ado es accioni�a mayoritario del se�or elé�rico. Además, e�ipula que el FERUM se financiará con recursos del Presupue�o General del E�ado.

E�ablece el procedimiento que permite al CONELEC preasignar recursos, calificar y aprobar los proye�os que presenten las empresas elé�ricas, que pre�an el servicio de di�ribución y comercialización, que serán financiados por el FERUM. Indica que los proye�os de generación con energías renovables podrán ser presentados por organismos de desarrollo ante el CONELEC para su aprobación.

E�ablece que el objetivo del Mini�erio de Ele�ricidad y Energía Renovable para el 2020, es que el 86% de la energía provenga de generación hidroelé�rica, y un 2 % por tecnologías renovables no convencionales (1 % solar eólica, 1 % biomasa).

Declaración de política de E�ado la adaptación y mitigación al cambio climático.

Se define como objetivo, la diversificación de la matriz energética nacional, promoviendo la eficiencia y una mayor participación de energías renovables so�enibles.

A�ualización del Plan Mae�ro 2007-2016.Se e�ablece como política, propiciar el desarrollo de generación basada en fuentes renovables. Se hace referencia a la regulación 009/06 y a la reglamentación para el uso de fondos FERUM en la promoción de energías renovables. Como Política Ambiental, se propone mitigar el cambio climático, fomentando el desarrollo de proye�os elé�ricos con tecnologías alternativas no contaminantes, apalancadas en el MDL.

Se anota que, a los se�ores que contribuyan al cambio de la matriz energética, se reconocerá la exoneración total del impue�o a la renta por cinco años a las inversiones nuevas que se desarrollen en e�os se�ores. Además se indica que la depreciación y amortización que corre�onda a la adquisición de mecanismos de generación de energía de fuente renovable (solar, eólica o similares) y a la reducción de emisiones de gases de efe�o invernadero, se deducirán con el 100 % adicional.

A�ualización de la Regulación No. CONELEC – 009/06.E�ablecimiento de los requisitos, precios, su período de vigencia, y forma de de�acho para la energía elé�rica entregada al Si�ema Nacional Intercone�ado y si�emas aislados, por los generadores que utilizan fuentes renovables no convencionales (eólica, biomasa, biogás, fotovoltaica, geotermia y centrales hidroelé�ricas de ha�a 50 MW). Determina la forma en que serán de�achados e�e tipo de generadores (ha�a 6 % del total podrá ser de�achada).

In�ituto adscrito al MEER para el e�udio, fomento, innovación y difusión de la eficiencia energética y la energía renovable.

Se e�ablece como política, el fomento y con�rucción de proye�os de generación priorizando la inversión en fuentes renovables y limpias. Se prevé el ingreso de tres centrales eólicas que suman 46,5 MW, así como dos proye�os geotérmicos de 50 y 30 MW para el 2017 y para el 2019, re�e�ivamente. Se describen a�e�os técnicos referentes a la generación renovable para ele�rificación rural y urbano marginal. Se recomienda impulsar el desarrollo efe�ivo de las energías renovables con miras a promover la su�itución de combu�ibles fósiles y obtener de ellos certificados de reducción de emisiones, CERS, a través del Mecanismo de Desarrollo Limpio, MDL.

Se e�ablece como objetivo ree�ru�urar la matriz energética bajo criterios de transformación de la matriz produ�iva, inclusión, calidad, soberanía energética y su�entabilidad, con incremento de la participación de energía renovable.

A�ualización de la Regulación No. CONELEC – 004/11. E�ablece el tratamiento para la participación de generadores, con energías renovables no convencionales, en el Se�or Elé�rico ecuatoriano (generación eólica, termoelé�rica, corrientes marinas, biomasa, biogás, geotérmica, e hidroelé�ricas menores a 50 MW). Incluye precios preferentes. Se excluye a la energía solar fotovoltaica. Se e�ablece el de�acho preferente a toda la energía producida por e�e tipo de centrales, salvo en condiciones de inseguridad del si�ema.

Se e�ablece como política general la inserción paulatina del país en tecnologías relativas al manejo de otros recursos renovables. Se e�ablece la generación de energía elé�rica de fuentes renovables como las principales alternativas so�enibles en el largo plazo. Se e�ablecen e�rategias para la implementación de ERNC y eficiencia energética.

Similar descripción para REGULACIÓN No. CONELEC – 01/13, se e�ablecen precios preferenciales para la generación con biomasa, biogás e hidroelé�rica.

Di�one como principio fundamental la promoción y ejecución de planes y proye�os con fuentes de energías renovables. Se de�aca que el E�ado debe desarrollar mecanismos e�ecíficos para la promoción de las ER. En e�e sentido se e�ablece que el MEER promoverá un si�ema elé�rico so�enible, su�entado en los recursos renovables. La ele�ricidad producida contará con condiciones preferentes, así como también se exonerará el pago de aranceles, demás impue�os adicionales y gravámenes que afe�en a la importación de materiales y equipos no producidos en el país, para la inve�igación, producción, fabricación e in�alación de si�emas de�inados a la utilización de energías solar, eólica, geotérmica, biomasa y otras.

MECANISMO

Objetivos nacionalesMecanismos fiscales

Objetivos nacionales

Fomento a la inversión pública

Mecanismos de mercado

Tarifa regulada



Tarifa regulada


Tarifa Regulada


Objetivos nacionales;Fomento a la inversión pública

Tarifa Regulada

Objetivos nacionales;Inve�igación y desarrollo





Objetivos Nacionales

Mecanismo de mercado



Incentivos Tributarios

Tarifa Regulada

Inve�igación y desarrollo



Tarifa regulada


Tarifa regulada



10

AÑO

1961

1996

1998

1998

2000

2000

2001

2002

2002

2004

2004

2006

2006

2006

2007

2007

2008

2008

2008

2008

2009

2009

2009

2010

2011

2012

2012

2013

2013

2013

2014

2015

HITO

































DESCRIPCIÓN

































MECANISMO





Tarifa regulada



Tarifa regulada


Tarifa Regulada



Tarifa Regulada











Tarifa Regulada




Tarifa regulada


Tarifa regulada


AÑO

1961

1996

1998

1998

2000

2000

2001

2002

2002

2004

2004

2006

2006

2006

2007

2007

2008

2008

2008

2008

2009

2009

2009

2010

2011

2012

2012

2013

2013

2013

2014

2015

HITO

































DESCRIPCIÓN

































MECANISMO





Tarifa regulada



Tarifa regulada


Tarifa Regulada



Tarifa Regulada











Tarifa Regulada




Tarifa regulada


Tarifa regulada



11

AÑO

1961

1996

1998

1998

2000

2000

2001

2002

2002

2004

2004

2006

2006

2006

2007

2007

2008

2008

2008

2008

2009

2009

2009

2010

2011

2012

2012

2013

2013

2013

2014

2015

HITO

































DESCRIPCIÓN

































MECANISMO





Tarifa regulada



Tarifa regulada


Tarifa Regulada



Tarifa Regulada











Tarifa Regulada




Tarifa regulada


Tarifa regulada


AÑO

1961

1996

1998

1998

2000

2000

2001

2002

2002

2004

2004

2006

2006

2006

2007

2007

2008

2008

2008

2008

2009

2009

2009

2010

2011

2012

2012

2013

2013

2013

2014

2015

HITO

































DESCRIPCIÓN

































MECANISMO





Tarifa regulada



Tarifa regulada


Tarifa Regulada



Tarifa Regulada











Tarifa Regulada




Tarifa regulada


Tarifa regulada



12

AÑO

1961

1996

1998

1998

2000

2000

2001

2002

2002

2004

2004

2006

2006

2006

2007

2007

2008

2008

2008

2008

2009

2009

2009

2010

2011

2012

2012

2013

2013

2013

2014

2015

HITO

































DESCRIPCIÓN

































MECANISMO





Tarifa regulada



Tarifa regulada


Tarifa Regulada



Tarifa Regulada











Tarifa Regulada




Tarifa regulada


Tarifa regulada


AÑO

1961

1996

1998

1998

2000

2000

2001

2002

2002

2004

2004

2006

2006

2006

2007

2007

2008

2008

2008

2008

2009

2009

2009

2010

2011

2012

2012

2013

2013

2013

2014

2015

HITO

































DESCRIPCIÓN

































MECANISMO





Tarifa regulada



Tarifa regulada


Tarifa Regulada



Tarifa Regulada











Tarifa Regulada




Tarifa regulada


Tarifa regulada



13

AÑO

1961

1996

1998

1998

2000

2000

2001

2002

2002

2004

2004

2006

2006

2006

2007

2007

2008

2008

2008

2008

2009

2009

2009

2010

2011

2012

2012

2013

2013

2013

2014

2015

HITO

































DESCRIPCIÓN

































MECANISMO





Tarifa regulada



Tarifa regulada


Tarifa Regulada



Tarifa Regulada











Tarifa Regulada




Tarifa regulada


Tarifa regulada


AÑO

1961

1996

1998

1998

2000

2000

2001

2002

2002

2004

2004

2006

2006

2006

2007

2007

2008

2008

2008

2008

2009

2009

2009

2010

2011

2012

2012

2013

2013

2013

2014

2015

HITO

































DESCRIPCIÓN

































MECANISMO





Tarifa regulada



Tarifa regulada


Tarifa Regulada



Tarifa Regulada











Tarifa Regulada




Tarifa regulada


Tarifa regulada



14

AÑO

1961

1996

1998

1998

2000

2000

2001

2002

2002

2004

2004

2006

2006

2006

2007

2007

2008

2008

2008

2008

2009

2009

2009

2010

2011

2012

2012

2013

2013

2013

2014

2015

HITO

































DESCRIPCIÓN

































MECANISMO





Tarifa regulada



Tarifa regulada


Tarifa Regulada



Tarifa Regulada











Tarifa Regulada




Tarifa regulada


Tarifa regulada


AÑO

1961

1996

1998

1998

2000

2000

2001

2002

2002

2004

2004

2006

2006

2006

2007

2007

2008

2008

2008

2008

2009

2009

2009

2010

2011

2012

2012

2013

2013

2013

2014

2015

HITO

































DESCRIPCIÓN

































MECANISMO





Tarifa regulada



Tarifa regulada


Tarifa Regulada



Tarifa Regulada











Tarifa Regulada




Tarifa regulada


Tarifa regulada


Según lo presentado en la Tabla 1.2, se descri-ben a continuación las políticas existentes en el Ecuador que buscan fomentar el desarrollo de los recursos energéticos renovables no con-vencionales.

1.3.1 / Precio y Cantidad

a) Tarifa Regulada

La adopción del mecanismo que determina precios preferenciales para las ER, inicia en el año 2000. Los precios establecidos así como el periodo de vigencia han ido modificándose a través de los años. La Tabla 1.3 indica los in-centivos, vía precios, para cada tecnología lis-tada. Se observa que, a partir de 2013, se deja de incluir a la energía fotovoltaica, mientras que para el año 2014 se tiene precios preferenciales solo para tecnologías de biomasa, biogás e hi-droeléctrica a pequeña escala. Los precios es-tablecidos en las distintas regulaciones para el

territorio continental se muestran en la Figura 1.3. Vale mencionar que, a partir del año 2004 (Regulación CONELEC 004/04) se establece un precio preferente para las energías renovables no convencionales que se instalen en la Pro-vincia de Galápagos. En la Figura 1.3 se incluye a las centrales hidroeléctricas con potencias menores a 50 MW, a partir del año 2011, y en el 2014, la potencia para acogerse a los precios preferenciales se disminuye a 30 MW. A partir de 2011, se clasifica además a las centrales con tecnologías de biogás y biomasa.


15

En las regulaciones indicadas en la Figura 1.3, además, se han establecido condiciones técni-cas para la entrada de las centrales en opera-ción:

• Requerimientos de conexión a red o para sistemas aislados.

• Calidad del producto.

• Condiciones de preferentes de despacho - hasta el año 2006 se establecía el 2 % de la energía total del sistema; en el 2011 se incrementó hasta el 6 %; y, en las últimas regulaciones (2013 y 2014), se estableció que toda la energía proveniente de recur-sos renovables podría ser despachada, sal-vo condiciones de seguridad del sistema-.

• Compra obligatoria de energía.

• Pago adicional de transporte (incluido hasta la regulación CONELEC 009/06).

b) Objetivos Nacionales

Los objetivos nacionales en cuanto a las ER han sido establecidos por instituciones públi-cas, tales como el Ministerio de Electricidad,

el CONELEC, o por la Secretaría Nacional de Planificación. El Ministerio de Electricidad, en el año 2008, publicó su informe sobre la Ma-triz Energética, en donde se estipuló que para el 2020, el Ecuador, debe contar con un 2 % de tecnologías renovables no convencionales (1 %, solar y/o eólica, 1 % biomasa).

Por otro lado, el CONELEC, por disposiciones de la Ley del Sector Eléctrico, ha elaborado en forma periódica diversos Planes Maestros de Electrificación, que han tenido como objetivo propiciar el desarrollo de nueva capacidad de generación. La planificación referente a las ER, en estos planes ha sido indicativa, y paulati-namente se ha especificado una capacidad de tecnologías renovables. A partir del Plan Maes-tro de Electrificación 2007-2016 elaborado por el CONELEC, se comienza a establecer políticas relacionadas a la promoción de las ER y, en los siguientes planes, se hace evidente el interés por incluir en la planificación del sector eléc-trico estas tecnologías.

Los objetivos a mediano plazo se han ido mo-dificando en función de lo establecido en los Planes Nacionales de Desarrollo (Ver, por ejem-plo, el “Plan Nacional del Buen Vivir 2013–2017” (SENPLADES, 2013). Se prevé que, para el año

Tabla 1.3 /Existencia de precios preferenciales por tecnologías renovables

Indica que exi�e precio preferencial

TIPO DE TECNOLOGÍA

EólicaFotovoltaicaGeotérmicaSolar termoelé�ricaCorrientes marinasHidroelé�ricaBiomasaBiogás

AÑO2000 2002 2004 2006 2011 2013 2014


16

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

Ver g

ráfic

o a

colo

r / p

ag. 4

09


17

2030, la oferta de electricidad (básicamente hidroeléctrica a gran escala) se complemen-te con pequeños proyectos de generación de energía con fuentes renovables como la foto-voltaica, eólica, biomasa y la hidroelectricidad, en zonas cercanas a los consumidores.

c) Mecanismos de Mercado

En el año 2000 el Ecuador ratificó el Protoco-lo de Kioto1, y por tanto puede participar en la aplicación del Mecanismo de Desarrollo Lim-pio (MDL). Este mecanismo es una alternativa para cofinanciar determinados proyectos, en particular aquellos relacionados con el sector energético. De este modo, proyectos de gene-ración de electricidad con nuevas tecnologías y la implantación de programas de eficiencia energética deberían ser considerados en los planes energéticos de los países en desarrollo. El MDL permite la transferencia de Certifica-dos de Reducción de Emisiones denominados (CREs). El país de acogida se beneficia ya que recibe inversiones extranjeras y transferencia de tecnología más avanzada que la propia. Un CRE corresponde a una tonelada de CO2, o su equivalente si es otro el gas de efecto inverna-dero (GEI), y puede utilizarse para justificar una parte el cumplimiento de los compromisos de reducción o limitación de gases de efecto in-vernadero, o pueden comercializarse con ellos en el mercado internacional de emisiones (Carvalho, Garcia, & Sica, 2006).

Hasta el año 2009, en el país se encontraba operativa la Corporación para la Promoción del MDL, CORDELIM, que actuaba como la contra-parte ecuatoriana del Protocolo de Kioto. Poste-riormente, en julio de 2009, las atribuciones del

CORDELIM fueron delegadas al Ministerio del Ambiente a través del Decreto Ejecutivo 1815. En este Decreto se establece la creación de la Subsecretaría del Cambio Climático, que tiene como misión liderar las acciones de mitiga-ción y adaptación del país para hacer frente al Cambio Climático y promover las actividades de conservación que garanticen la provisión de servicios ambientales. El Decreto menciona que todos los proyectos que ejecuten las enti-dades del sector público tendrán la obligación de contemplar en “su ingeniería financiera una cláusula de adicionalidad2, con la finalidad de acceder en lo posterior a MDLs”. En ese mismo sentido, dentro de las Políticas Ambientales establecidas en el Plan Maestro de Electrifica-ción 2009-2020, en el sector eléctrico ecuato-riano se establece la necesidad de “mitigar el cambio climático, fomentando el desarrollo de proyectos eléctricos con tecnologías alter-nativas no contaminantes, apalancadas en el MDL”. Así también se establece que “Todo pro-yecto de infraestructura eléctrica es suscepti-ble de recurrir al Mercado del Carbono, demos-trando su adicionalidad” (Barragán, 2012).

Una vez que el Protocolo de Kioto ha cerrado su ciclo 2008-2012 para acceder a los beneficios de los mecanismos establecidos en el mismo, es interés de la comunidad internacional en-contrar un acuerdo post-Kioto que garantice la reducción de emisiones de GEI. Sin embargo, hasta finales del año 2013 no ha habido ma-yores avances. Tanto es así que, en el Plan de Electrificación 2013-2022, ya no se mencionan mecanismos tales como el MDL o Mercado del Carbono, como parte de las políticas del sector eléctrico ecuatoriano.

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

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


18

1.3.2 / Reducción de Costos

a) Incentivos Financieros

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

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

Adicionalmente, para ampliar este tipo de in-centivos a proyectos de generación que apor-ten al sistema eléctrico nacional, se puede to-mar en cuenta: el nivel de tensión de conexión, el grado de protección ambiental, así como el ahorro y eficiencia energética, los costes de di-versificación y seguridad de abastecimiento, a más de los costes de inversión (Nebreda, 2007). Para ello, la normativa debe incluir procedi-mientos transparentes, desarrollo adecuado de la red de transporte, garantía de acceso a la red, precio y mercado estable (Nebreda, 2007).

1.3.3 / Inversión Pública

a) Desarrollo de Proyectos desde el Estado

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

b) Investigación y Desarrollo

En el año 2012, mediante el Decreto Ejecutivo 1940, se creó el Instituto Nacional de Eficien-cia Energética INER. El propósito del INER es propiciar el desarrollo de la ciencia relacio-nada con la eficiencia energética y la energía renovable. En particular, este Instituto, persi-gue “Incrementar el nivel de la investigación aplicada realizada en el Ecuador, en materia de eficiencia energética y energía renovable”, y el “nivel de conocimiento y concientización de la ciudadanía y entidades en temas de eficiencia energética y energía renovable mediante pro-gramas de difusión”. Mayor información sobre el INER se puede encontrar en el capítulo 5 (Efi-ciencia Energética) de este libro.


19

c) Información y Prospección de Localidades

La prospección de los recursos renovables per-mite determinar, en forma preliminar, la canti-dad del recurso renovable que se dispone. En el Plan Maestro de Electrificación 2013-2022, se detalla el potencial energético para recursos hidroeléctricos, recursos geotérmicos, solares y eólicos. El recurso hidroeléctrico teórico cal-culado asciende a 90.976 MW, sin embargo se consideran como técnica y económicamente aprovechables 21.903 MW. Es de aclarar que no todas las centrales que podrían instalarse caen en la definición de renovables. Así por ejemplo de los 3.023 MW, en construcción, el 8 % se con-sidera como tecnologías renovables a pequeña escala (potencias menores a 50 MW, según cla-sificación del CONELEC). Del catálogo de pro-yectos que se dispone se tiene una potencia de 10.032,55 MW (MEER, 2010), de los cuales el 18,3 % son proyectos renovables. Por otro lado las expectativas a mediano plazo, en lo referente a proyectos de capacidad hasta 50 MW y que tienen las mejores características a ser desa-rrollados, alcanzan un total de 250 MW. En el caso de la energía geotérmica se dispone de un potencial hipotético de 6.500 MW (MEER, 2010). Siendo el potencial de cuatro proyectos que se encuentran en prospección de 952 MW.

Con respecto a los recursos solares, en el año de 2008 el CONELEC publicó el primer Atlas Solar (CONELEC & CIE, 2008), el cual incluye la cuan-tificación del potencial solar disponible y con posibilidades de generación eléctrica, en base a mapas mensuales de radiación directa, global y difusa y sus correspondientes isohelias. Esto ha permitido ubicar proyectos locales de gene-ración eléctrica: 2,8 MW, en fase de construc-ción, además de 907,94 MW de otros proyectos potenciales. Además, se promueven proyectos fotovoltaicos con el fin de electrificar el área rural. En la provincia de Morona Santiago, por ejemplo, se encuentra en ejecución el proyec-to “Yantsa ii Etsari” (Luz de Nuestro Sol), que busca instalar y dar mantenimiento continuo a 2.500 sistemas fotovoltaicos aislados. Estos

sistemas tienen una potencia pico de 150 W, y están compuestos por dos paneles de 75 W, un regulador, que controla el sistema panel-bate-ría, y suministra energía para tres focos y un to-macorriente para cargas en corriente continua. Para cargas en corriente alterna se dispone de un inversor de 300 W, la energía es almacenada en una batería de electrolito absorbido, libre de mantenimiento, con capacidad de 150 A-h. El diseño contempla una autonomía de tres días, con lo cual es posible iluminar 5 horas por día y el uso de un artefacto, como por ejemplo un radio (CENTROSUR, 2012).

En el año 2013 se publicó el Atlas Eólico (MEER, 2013), que determinó que el potencial eólico bruto del Ecuador es de 1.671 MW con una pro-ducción energética media de 2.869 GWh/año. Con relación al Potencial Eólico Factible a cor-to plazo se anota que es de 988 MW con una producción energética media de 1.697 GWh/año. De dicho potencial se tiene una potencia referencial en proyectos que se encuentran construidos o en fase avanzada de factibilidad de alrededor 120 MW.

1.4 / Indicadores de Penetración de las ER en el Ecuador

A nivel global todavía se discute cuál de los mecanismos mencionados es el más idóneo para promover las energías renovables. En Europa se ha tenido amplio éxito al aplicar el “Feed in Tariff”, pues ha permitido alcanzar en forma efectiva los objetivos deseados. Así mis-mo, dicho mecanismo ha posibilitado el diseño de componentes tecnológicos específicos, y por tanto ha mejorado la eficiencia del equipa-miento (Richstein, Fagiani, de Vries, 2013).

La complejidad de los mercados de electrici-dad pueden mitigar o revertir los resultados esperados al aplicar diferentes políticas para promocionar las ER. Por ejemplo, los modelos basados en certificados verdes tienen un gran riesgo, puesto que los precios de los certifica-


20

dos son inciertos. Esto implica una alta dispo-nibilidad de capital y los inversores esperan altas ganancias, y por tanto suelen ser restric-tivos para pequeñas firmas. En el caso de la tarifa regulada, el precio de la energía está ase-gurado y los riesgos asociados son menores, lo que permite el acceso no solo a grandes firmas sino a pequeños productores de ER. En otras palabras, el nivel de concentración es menor (Kazukauskas & Jaraite, 2012).

En las regiones en vías en desarrollo como Áfri-ca y Latinoamérica se tienen dificultades para el desarrollo de las ER, debido a su bajo creci-miento económico, falta de desarrollo cien-tífico-técnico y problemas sociales internos, así como también la falta de líneas de interco-nexión en los sitios en donde se encuentran los recursos, flujo de información, altos costos de las tecnologías o consolidación de estrategias de promoción. Por otro lado, el ingreso de tec-nologías como la solar y eólica, al ser depen-dientes de las condiciones climáticas, pueden ocasionar inestabilidad en el sistema. Así, la tensión y corriente en las redes eléctricas pue-

den variar significativamente, degradando la calidad de energía, o poniendo en peligro al equipamiento de la red.

En el caso ecuatoriano, como se plasma en la Tabla 1.2, desde finales de la década de 1990 se ha ido conformando una serie de disposiciones que han permitido incrementar la generación con tecnología renovable. En la Figura 1.4 se indica la potencia renovable instalada, hasta el año 2013, así como las expectativas que se tienen al año 2021.

En la Figura 1.5 se puede observar que el in-cremento de las ER con fines eléctricos ha sido primero con la puesta en funcionamiento de centrales hidroeléctricas (potencias <50 MW), centrales turbo vapor que utilizan bagazo de la caña de azúcar (localizadas en los principales ingenios azucareros), así como energía eólica, además de la fotovoltaica aislada a pequeña es-cala. Para el año 2021 se espera que la potencia con tecnologías renovables se incremente con la entrada de nuevas centrales hidroeléctricas y centrales fotovoltaicas conectadas a red, a tal

Figura 1. 4 / Histórico de potencia instalada de ER en el Ecuador (Adaptado del Plan de Expansión, Plan Maestro de Electrificación 2013-2022). Fuente: (CONELEC, 2013).

Nota: El Plan Maestro de Electrificación no incluye varios proyectos con diferentes tecnologías, en fases de prospección o estudios que podrían modificar esta gráfica, entre los proyectos están: Proyectos Geotérmicos: Chachimbiro (81 MW), Chalpatán (129 MW); Proyectos Eólicos: Arenal (25 MW), Huascachaca (50 MW); Proyectos de Biomasa: San Carlos (30 MW), Ecudos (27 MW); Proyectos de Biogás: Relleno Sanitario de Pichacay (2 MW), Relleno Sanitario del Inga (5 MW).



21

punto que esta última tecnología pasaría a ser la segunda en importancia.

En cuanto a la participación en la matriz ener-gética, la potencia renovable no convencional

se irá paulatinamente incrementando de un 0,26 % en el año 2000 a un 7,19 %, en el 2021. En la Figura 1.6 se aprecia que el principal aporte lo dará la energía hidroeléctrica a pequeña es-cala.

Figura 1. 5 / Participación de las ER en el Ecuador (evolución por potencia instalada)(Bustamante Molina, 2013; CONELEC, 2013).

Figura 1. 6 / Porcentaje de participación de las ER en el Ecuador (potencia). Fuente:(Bustamante Molina, 2013; CONELEC, 2013).



22

Con respecto a la producción de electricidad utilizando las tecnologías renovables no con-vencionales se ha utilizado la información del CENACE y CONELEC (Bustamante Molina, 2013; CONELEC, 2013). En la Figura 1.7 se establece la evolución de la generación renovable para cada tecnología analizada. El incremento de la

generación tiene directa relación con la poten-cia instalada, siendo la producción hidroeléc-trica, la biomasa y la solar las que aparecen con más expectativas para el año 2021. En cuanto al incremento de generación, según la Figura 1.8, la hidroeléctrica asume la mayor participación, seguida de la fotovoltaica, biomasa y eólica.

Figura 1. 7 / Producción eléctrica utilizando ER. Fuente: (Bustamante Molina, 2013; CONELEC, 2013).

Figura 1. 8 / Participación de las ER en el Ecuador (energía). Fuente: (Bustamante Molina, 2013; CONELEC, 2013).



23

El porcentaje de participación en conjunto para el año 2021 llega a un 8,53 %, concentrado bá-sicamente en la hidroelectricidad, seguido por la fotovoltaica, biomasa y eólica (Figura 1.9). Si se compara con las proyecciones establecidas en el informe del año 2008 (MEER, 2008), se cumpliría las expectativas en lo referente a las energías renovables no convencionales.

Figura 1. 9 / Porcentaje de participación de las ER en el Ecuador. Fuente: (Bustamante Molina, 2013; CONELEC, 2013).

1.5 / Perspectivas de las ER frente al Modelo Vigente en Ecuador

En el Ecuador, dadas sus condiciones geo-gráficas, existe un potencial importante para aplicar tecnologías con energías renovables. Los estudios al respecto datan desde épocas del ex INECEL (ver Tabla 1.2), sin embargo son pocos los proyectos que se han implementa-do. Según se reporta en (Jacobs, et al., 2013), el mercado de energías renovables en Ecuador creció muy poco en el año 2011, y a pesar de los mecanismos existentes, solo se aplicó la tari-fa regulada para tres proyectos de generación

con bagazo de caña en la Costa y una granja eólica en Galápagos. Según las proyecciones del CONELEC en los diferentes Planes de Elec-trificación, el énfasis es dar prioridad a los pro-yectos hidroeléctricos de gran escala, mientras que las energías renovables no convencionales – ERNC, al año 2021, corresponderán un 7,19 % (incluido las hidroeléctricas de menos de 50 MW de capacidad).

Los organismos vinculados al sector eléctrico han hecho esfuerzos para definir el potencial real de las energías renovables; así, a más del recurso hidroeléctrico, se ha determinado el



24

potencial solar y el potencial eólico median-te los Atlas correspondientes. A pesar de las bondades que pueden presentar las energías renovables no convencionales, está claro que existen limitantes o barreras que afectan su desarrollo. Al ser tecnologías que deben en-trar en competencia con las tradicionalmente existentes, afrontan dificultades para su pene-tración. Estas dificultades van desde aspectos financieros, regulatorios, económicos o tecno-lógicos, pasando por la idiosincrasia y escepti-cismo por parte de los promotores locales. Por ello, una promoción de este tipo de tecnologías debe ir de la mano con incentivos como los enunciados en la Sección 1.2 de este capítulo.

Con la eliminación de la tarifa preferencial (ver Tabla 1.3) para la generación de electricidad basada en fuentes renovables, los elementos citados en el párrafo anterior pueden ralenti-zar el desarrollo de dichas fuentes de energía. A nivel internacional, el éxito de la aplicación de la tarifa regulada (Sodd & Singh, 2008), (Ne-breda, 2007) es considerada como el principal mecanismo para el impulso de las ERNC, por lo que la derogación de los precios preferenciales limitaría la incorporación de estas tecnologías. Una de las razones por la que la tarifa regula-da, que aparece en una regulación desde el año 2000, no permitió el crecimiento del sector, es debido a que no fue un decreto oficial o ley, así como la falta de reglas, normativa o procedi-mientos claros para los productores indepen-dientes (Jacobs et al., 2013).

Aun así, no deja de ser importante las políticas declaradas, pues ellas son guías de pensa-miento en la toma de decisiones que permiten orientar de mejor forma el logro de objetivos (Dueñas, 2005), para promover la generación de electricidad a partir de ER. Por ejemplo, en el Plan de Desarrollo del Ministerio de Electrici-dad y Energía Renovable, se anota como meta desarrollar un sistema eléctrico sostenible, basado en el aprovechamiento de los recursos renovables de energía que dispone el país y que garantice un suministro económico, con-

fiable y de calidad. Así mismo, como objetivo se persigue incrementar el uso de energías re-novables mediante el desarrollo de estudios de factibilidad que permitan el aprovechamiento de las fuentes de energía de carácter renovable disponibles en el país (SENPLADES, 2013). Partiendo del hecho de que el sector energéti-co es considerado estratégico, y por tanto debe estar a cargo del Estado3, la política que motive la diversificación energética a través de tecno-logías no convencionales, debe ser bien pensa-da, tiene que partir de una visión sistemática, articulada en el resto de políticas públicas, que de sentido, establezca estrategias, provea los medios y determine responsables (Quevedo, 2002).

En el Ecuador, el sector privado todavía puede estar limitado para involucrarse en la inver-sión de generación que utilice recursos reno-vables no convencionales. Al sector público, la puesta en operación de generación no conven-cional le sería de interés por un tema de expe-riencia, diversificación energética y no porque los proyectos sean necesariamente rentables financieramente. El sector privado condiciona su interés a la recuperación del capital y al éxito financiero del proyecto (Jacobs et al., 2013). Es deseable, sin embargo que los esfuerzos inicia-les para consolidar un sector renovable sólido y estable, puedan responder a una necesidad es-tratégica de diversificación (Nebreda, 2007).

Según Jacobs et al. (2013), la estatización del sector eléctrico ha provocado que los inverso-res privados tengan incertidumbre en cuanto a si los contratos previamente firmados sean respetados; así mismo la baja calificación de crédito en comparación a otros países de Lati-

3 En la Regulación CONELEC 002/11 (Resolución No. 021/11, del 14 de abril de 2011) “Excepcionalidad para la participación privada en la generación eléctrica”, con el fin de posibilitar la inversión privada, se califica a la pro-moción de las ERNC, de interés público, colectivo o gener-al, de tal forma que se regula lo establecido en la reforma al artículo 2 de la Ley del Régimen del Sector Eléctrico.


25

noamérica han sido consideradas como barre-ras específicas para la promoción de las ERNC en el Ecuador. Por otro lado, la creación del Instituto Nacional de Eficiencia Energética y Energía Renovable–INER, así como el estable-cimiento de diversas líneas de investigación en Universidades y Escuelas Politécnicas, rela-cionadas al desarrollo de las ER, se espera sean los pilares para consolidar su investigación y desarrollo (I+D). La I+D, así como una regula-ción eficiente y efectiva, juegan un papel im-portante para que las empresas y las industrias integren a sus unidades de negocio la genera-ción de electricidad en base a las fuentes re-novables (Torres & Arana, 2010). En ese mismo sentido, el capital humano permitirá fomentar la investigación y formación avanzada a fa-vor de la tecnología renovable, posibilitando, además, la cooperación internacional para la transferencia de conocimiento y la generación de tecnología (SENPLADES, 2009).

Sin duda, entender las particularidades del en-torno en donde se implante determinada tec-nología es un paso fundamental y necesario para el éxito de su penetración. En el caso de la energía eólica, por ejemplo, Espinoza y Vre-denburg (2010) establecieron que los indicado-res económicos son insuficientes para expli-car el desarrollo de esta industria considerada como “sostenible”. La investigación realizada por dichos autores establece un conjunto de aspectos clave para el desarrollo de la indus-tria eólica. Estos aspectos se los identificó a partir de exploración bibliográfica así como de entrevistas a varios actores institucionales en cuatro países (Dinamarca, Canadá, Ecuador y Costa Rica) con distintos niveles de desarrollo en dicha industria. El modelo considera que no solo los factores macroeconómicos (estado de la economía e industrias relacionadas) son im-portantes variables al momento de describir el éxito de la industria, sino hay que considerar otros factores como los institucionales (forma-les e informales) y específicos de un proyecto (aspectos sociales, ambientales y financieros) (Espinoza y Vredenburg, 2010).

La Ley de Régimen del Sector Eléctrico (vigen-te desde 1996) estipulaba las bases para el fo-mento de los recursos energéticos no conven-cionales a través de los organismos públicos, las universidades y las instituciones privadas, a más de mecanismos fiscales (exoneración del pago de aranceles, impuestos adiciona-les o gravámenes). Con la promulgación de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica en enero de 2015, y que deroga a la anterior, se establecen objetivos que buscan desarrollar mecanismos que incentiven el aprovechamiento técnico y económico de los recursos energéticos con énfasis en las fuentes renovables, entre las que se incluyen las ERNC. Se espera que con la vigencia de esta ley se es-tablezcan condiciones preferentes mediante regulaciones que se expidan posteriormente, así mismo se acojan incentivos tributarios de-finidos tanto en el Código Orgánico de la Pro-ducción, así como la exoneración de arance-les, impuestos o gravámenes. Por otro lado, se considera que, previo a los estudios correspon-dientes, se puedan fijar tarifas que promuevan e incentiven estas tecnologías.

Finalmente, un aspecto que podría marcar una importante diferencia entre la Ley Orgáni-ca del Servicio Público de Energía Eléctrica y la Ley del Régimen del Sector Eléctrico, es la inserción del concepto de “generación distri-buida” en el marco de la nueva Ley. De esta for-ma se incluye, por ejemplo, a la generación de carácter domiciliario o comunitario, que podría provenir de recursos como el solar o el eólico, a pequeña escala.

1.6 / Conclusiones

• De las fuentes renovables, la energía hi-droeléctrica es aquella que se va a imponer en el corto y mediano plazo en el país, puesto que el Ecuador dispone aún de un gran po-tencial que está en pleno aprovechamiento. Sin embargo, a pesar de que se pudiese lle-gar a un óptimo de capacidad hidroeléctrica


26

instalada, el Ecuador requiere de otras fuen-tes de energía para diversificar la genera-ción y reducir la vulnerabilidad del sistema eléctrico, puesto que hay épocas de estiaje o sequía cuando la hidroelectricidad pudiera ser insuficiente para abastecer la demanda. Para evitar el incremento de la generación termoeléctrica, no solo por el costo que esta supone, sino por los problemas ambientales que acarrea, es indispensable considerar las fuentes de energía renovable no convencio-nal (ERNC) para la provisión de electricidad.

• Se estableció que, como parte de una políti-ca energética para promover la generación renovable en el país, existen mecanismos como: incentivos económicos, mecanismos fiscales, instrumentos de mercado, portafo-lio de energía y objetivos nacionales. De los mecanismos de promoción y financiamiento vigentes en el Ecuador, el primero, conocido como el Feed-in Tariff o de tarifa regulada es el más importante y es el que globalmente ha demostrado mayor efectividad y eficiencia para promover las ER.

• Si bien es cierto que hay una serie de me-canismos de promoción, hacen falta herra-mientas concretas que posibiliten el desarro-llo de las ERNC. Los planes o programas son un marco de referencia válidos para definir el horizonte de la planificación. Sin embar-go, los planes resultarán imprácticos si no se establecen normativas y mecanismos de seguimiento que garanticen el cumplimiento de las metas planteadas.

• Algunas de las alternativas renovables han alcanzado o están alcanzando su madurez tecnológica. No obstante, para que el inversor privado o el gobierno se decidan por su uso a gran escala será necesario que represen-ten un “buen negocio”. El éxito del negocio dependerá de que los costos de instalación y producción sigan una tendencia decreciente para que se equiparen con tecnologías con-vencionales como la térmica o hidroeléctri-

ca. Así mismo, se deberá “nivelar la cancha” para una competencia transparente entre las distintas opciones energéticas. Para ello, es necesario eliminar las distorsiones de mer-cado, como subsidios a las tecnologías que utilizan combustibles fósiles, e internalizar las externalidades (negativas) sociales y am-bientales de dichas tecnologías.

• Otras opciones para financiar proyectos con tecnologías renovables son la apertura de líneas de crédito, tanto a entidades públi-cas como privadas, que consideren créditos preferenciales, subsidios que compensen los riesgos y otorguen tiempo de capitalización. Además, dada la escala de estos proyectos y la eventual aprobación de la nueva Ley Eléc-trica, podría enfocarse al fortalecimiento de la capacidad de gestión de organismos lo-cales, evitando la centralización de procedi-mientos y experiencias.

• La incorporación de las energías renovables para la generación de energía eléctrica den-tro del Sistema Nacional Interconectado del Ecuador será marginal a mediano plazo; sin embargo, desde ahora es conveniente anali-zar los requerimientos que estas tecnologías demandan para dicha incorporación. Estos requerimientos no sólo son técnicos sino incluyen temas financieros, económicos, so-ciales y ambientales.

• La existencia de políticas, mecanismos u ob-jetivos, no ha garantizado (desde el año 1996 hasta la fecha) el desarrollo del sector reno-vable no convencional a gran escala. A pesar del potencial existente, los mecanismos es-tablecidos no han sido del todo exitosos, ya sea por el potencial hidroeléctrico sin apro-vechar o por la estructura y condiciones eco-nómicas del mercado eléctrico ecuatoriano. Medir a futuro el progreso del sector de las ERNC mediante indicadores que se contras-ten con los objetivos trazados permitirá de-terminar su efectividad y eficiencia.


27

• Las expectativas para el año 2020, con res-pecto a las energías renovables no conven-cionales se espera se cumplirían; es decir, al menos un 2 % del total de la generación corresponderá a tecnologías como la eólica, solar y biomasa, quedando aun la interro-gante de cuál va a ser la participación de la energía geotérmica. En principio se puede decir que los mecanismos establecidos en el Ecuador han sido efectivos para la inclu-sión de las ERNC a pequeña escala, con un índice conservador de penetración. Queda por determinar si el componente renovable

no convencional será suficiente para afron-tar escenarios adversos dentro del sistema eléctrico, provocados por imprevistos econó-micos, técnicos o ambientales. Por ejemplo, aspectos relacionados con el cambio climáti-co, como sequías o inundaciones, pueden re-percutir negativamente en el abastecimiento energético de un sistema eléctrico basado en generación casi exclusivamente hidroeléc-trica. El reto a futuro es entonces proponer una nueva matriz energética donde las ener-gías renovables no convencionales tengan un mayor protagonismo.

1.7 / Referencias y Material de Consulta

1. Asmus, P. (2000). Trends in the wind: lessons from Europe and the US in the development of wind power. Corporate Environmental Strategy, 7, 51-61.

2. Ayres, R. (2001). How economists have misjudged global warming. World Watch, 12-25.

3. Barragán, A. (2012). Implementación del Mecanis-mo de Desarrollo Limpio en el Sector Eléctrico Ecuatoriano. Revista Energía, 8, 132 - 137.

4. Beck, F., & Marniot, E. (2004). Renewable Energy Policies and Barriers. En E. o. Energy. Elsevier.

5. Bustamante Molina, M. (2013). Grandes Hitos y De-safíos en la Operación del Sistema Nacional Interconectado. En CENACE, Testimonios de Sueños y Realidades (págs. 69, 94). Quito: CE-NACE.

6. Carvalho, C., Garcia, D., & Sica, E. (2006). Invest-ments in Clean Development Mechanism Pro-jects in Latin America and Diversification of the Regional Electrical Energy Matrix. Trans-mission & Distribution Conference and Expo-sition: Latin America, 15-18.

7. CENTROSUR. (2012). TRAYECTORIA. CENTROSUR, Cuenca.

8. CEPAL, OLADE, & GTZ. (2000). Energia y Desarro-llo Sustentable en América Latina y el Caribe: Guía para la Formulación de Políticas Energé-ticas.

9. CONELEC. (2013). Plan Maestro de Electrificación 2013 - 2022. Quito: CONELEC.

10. CONELEC, & CIE. (2008). Atlas Solar del Ecuador con fines de generación eléctrica. CIE, Quito.

11. Dueñas, N. (2005). El Sistema de Control Interno y el Aseguramiento de la Calidad (Vol. III). Loja, Ecuador: Universidad Técnica Particular de Loja.

12. Espinoza, J., & Vredenburg, H. (2010). Towards a model of wind energy industry development in industrial and emerging economies. Global Business and Economics Review, 12(3), 203-229.

13. Hernández, J. C. (2005). Regulación y Competen-cia en el Sector Eléctrico. Evolución, regula-ción actual y perspectivas de futuro. Navarra: Aranzadi, SA.

14. IEA–International Energy Agency, n.d., Retrie-ved August 3rd, 2015, from: http://www.iea.org/aboutus/faqs/renewableenergy/

15. Jacobs, D., Marzolf, N., Paredes, J. R., Rickerson, W., Flynn, H., Becker-Birck, C., & e, M. S.-P. (2013). Analysis of renewable energy incentives in the Latin America and Caribbean region: The feed-in tariff case. Energy Policy(601, 610).

16. Kazukauskas, A., & Jaraite, J. (2012). The profita-bility of power generating firms and policies promoting renewable energy. (IEEE, Ed.) 9th International Conference on the European Energy Market (EEM), 1-8.

17. Komor, P. (2004). Renewabler Energy Policy. Lin-coln: iUniverse.

18. Larsson, S., Fantazzini, D., Davidsson, S., Kullan-der, S., & Höök, M. (2014). Reviewing electricity


28

production cost assessments. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 170–183.

19. Longo, A., Markandya, A., & Petrucci, M. (2007). The Internalization of Externalities in The Production of Electricity: Willingness to Pay for the Attributes of a Policy for Renewable Energy. Fondazione Eni Enrico Mattei Wor-king, 44.

20. MAP, R. I. (2012). Renewable energy promotion policies. Recuperado el 3 de marzo de 2014, de http://www.map.ren21.net/pdf/renewablepoli-cytable.aspx

21. MEER. (2008). Matriz energética del Ecuador. Qui-to: Ministerio de Electricidad y Energías Reno-vables.

22. MEER. (2010). Inventario de Recursos Energéti-cos con Fines de Generación Eléctrica. MEER, Quito.

23. MEER. (2010). Plan para el aprovechamiento de los recursos geotérmicos en el Ecuador. MEER, Quito.

24. MEER. (2013). Atlas Eólico del Ecuador con fines de generación eléctrica. MEER, Quito.

25. Nebreda, J. (2007). Aspectos jurídicos de la pro-ducción de energía en Régimen Especial (Primera Edición ed.). Navarra, España: Aran-zi-Thomson Civitas.

26. Pazheri, F., Othman, M., & Malik, N. (2015). A re-view on global renewable electricity scenario. RenewableandSustainableEnergyReviews, 835–845.

27. Quevedo, C. (2002). Desarrollo de las Fuentes Re-novables de Energías. Quito: CIE.

28. Richstein, J., Fagiani, R., & de Vries, L. (2013). Dy-namic interactions of renewable and carbon policies on power generation investments. (IEEE, Ed.) 10th International Conference on the European Energy Market (EEM), 1-8.

29. Rodríguez, J. L., Burgos, J. C., & Arnalte, S. (2003). Sistemas eólicos de producción de energía eléctrica.Madrid, España: Editorial Rueda S.L.

30. Saidur, R., Islam, M., Rahim, N., & Solangi, K. (2010). A review on global wind energy policy. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 1744–1762.

31. Scott, W. (1995). Institutions and Organizations.London: SAGE.

32. SENPLADES. (2009). Plan Nacional para el Buen Vivir 2009-2013. Quito.

33. SENPLADES. (2013). Plan Nacional para el Buen Vivir 2013-2017.Quito.

34. Singh, R., & Sood, Y. (2008). Policies for promotion of renewable energy sources for restructured power sector. Electric Utility Deregulation and Restructuring and Power Technologies. IEEE.

Sodd, Y., & Singh, R. (2008). Policies for promotion 35. of renewable energy sources for restructred power sector. IEEE Third International Con-ference on Electric Utility Deregulation and Restructuring and Power Technologies (págs. 1-5). IEEE.

36. Sovacool, B. (2013). Energy policymaking in Den-mark: Implications for global security and sus-tainability. Energy Policy, 61, 829–839.

37. Suarez, F., & Utterback, J. (1995). Dominant desig-ns and the survival of firms. Strategic Mana-gement Journal, 16(6), 415-430.

38. Torres, M., & Arana, E. (2010). Energía eólica: Cues-tiones jurídicas, económicas y ambientales.Navarra, España: Civitas, Thomson Reuters.

39. TREIA–Texas Renewable Energy Industry Alliance, n.d., Retrieved on August 3rd, 2015,, from: http://www.treia.org/renewable-ener-gy-defined/

29

II / Estado de uso de la biomasa para la producción de bioenergía, biocombustibles y bioproductos en Ecuador

a Facultad de Ciencias Químicas, Universidad de Cuenca, Cuenca, Ecuadorb Department of Biological

Systems Engineering, Washington State

University, Pullman, WA, USA

c Facultad de Ingeniería Mecánica, Escuela

Politécnica del Litoral–ESPOL, Guayaquil, Ecuador

d Centre Internacional de Mètodes Numèrics

en Enginyeria (CIMNE), Terrassa, Barcelona,

Españae Instituto Nacional de Eficiencia Energética

y Energías Renovables (INER), Quito, Ecuador.

f Universidad Regional Amazónica “IKIAM”,

Muyuna, Tena, Ecuador.g Universidade Federal do

Rio Grande do Sul, Porto Alegre, RS, Brasil

h CENIPALMA, Bogotá, Colombia.


Peláez Samaniego, M.R., García Pérez, M.,Barriga R., A., Martí Herrero, J.,

Montero Izquierdo, A., Meyer, F.D., García Núñez, J.A., 2015. Estado de uso

de la biomasa para la producción de bioenergía,

biocumbustibles y bioproductos en Ecuador. En: “Energías renovables en el Ecuador. Situación

actual, tendencias y perspectivas”, Editores: Peláez Samaniego, M.R.



Manuel Raúl Peláez Samaniegoa,b / Manuel García Pérezb / Alfredo Barriga R.c / Jaime Martí Herrerod,e / Andrés Montero Izquierdof / Flavio D. Mayerg, Jesús A. García Nuñezb,h (*)

2.1 / Introducción

La biomasa, principalmente en forma de madera, es la fuente de ener-gía más antigua usada por el ser humano y ha sido desde siempre un importante material de construcción (para viviendas, embarcaciones, armas, herramientas o utensilios). Su amplio y hasta excesivo uso tuvo repercusiones sociales y ambientales importantes en el transcurso del desarrollo de varias sociedades. La falta de madera debido a la sobre ex-plotación en Japón, por ejemplo, ocasionó en siglos pasados disputas entre ciudades, interrupción de construcciones y regulación severa del uso de la madera (Diamond, 2005). La deforestación en suelos ocupados por la cultura Maya ocasionó aparentemente intensa erosión y ha sido considerada una de las causas para el colapso de esta cultura (Diamond, 2005). La sociedad europea (especialmente en el norte) ha experimenta-do también épocas de severa escasez de madera, debido a la sobre explo-tación (Diamond, 2005).

El aprovechamiento de la leña (madera) era generalizado hasta inicios del siglo XX como combustible tanto en países desarrollados como en desarrollo. En países desarrollados, la madera, a través del proceso de pi-rólisis, proveía de carbón vegetal que era usado en diversos procesos in-dustriales como la metalurgia. La pirólisis proveía también de diferentes

30


productos químicos, tales como ácido acético y metanol. La gasificación de carbón mineral y leña proveía a su vez de gas para iluminación a inicios del siglo XX (Basu, 2010). El proceso de sustitución de la madera, en mayor o menor in-tensidad, por carbón mineral y petróleo en los siglos XVIII y XX, respectivamente, y el nuevo esquema de consumo de energía basado en fuentes fósiles (que resultaban baratas y de fá-cil uso) fue imitado por otros países, incluyen-do el Ecuador. Sin embargo, la aceptación de la problemática ambiental generada por el uso de combustibles fósiles, su paulatino encareci-miento y tendencia al agotamiento, motivan al mundo actual a mirar atrás en la historia y ha-cer nuevamente uso de la biomasa no solo para la producción de energía, sino también de otros productos como compuestos de madera (por ejemplo aglomerados) para sustituir madera o para la obtención de bioproductos y productos químicos de alta demanda.

Los beneficios que pueden resultar del uso de la biomasa son varios desde una óptica social, ambiental y económica. Las instalaciones para aprovechar la biomasa requieren ser ubicadas normalmente cerca de las fuentes de genera-ción/producción, o sea en el campo, aspecto que beneficia a las áreas rurales mediante la generación de empleo para el cultivo, recolec-ción, pretratamiento y uso de la biomasa. Los beneficios ambientales de su uso son amplia-mente aceptados y hay consenso respecto a la potencial disminución de las emisiones de gases de efecto invernadero que resultarían al consumirse biomasa en sustitución de fuentes fósiles de energía.

En Ecuador, la biomasa es una fuente de ener-gía abundante pero poco explotada. La Figura 2.1a muestra estadísticas de la producción de energía primaria en el año 2013. Se observa que apenas 1.7 % de la energía producida en el país

en aquel año tuvo origen en leña y derivados de la caña de azúcar. Adicionalmente, la Figura 2.1b muestra que de la energía consumida en el país, solamente 3 % proviene de leña y de-rivados de la caña de azúcar. Por otro lado, de la Figura 2.1c se desprende que no ha habido variaciones importantes en estas estadísticas en los últimos 17 años.

En la Figura 2.2 se observa, adicionalmente, que existe una tendencia a la disminución de la participación de la biomasa (leña y deriva-dos de la caña de azúcar) como fuente primaria en el país. Similar tendencia se observa en el consumo de biomasa como fuente de energía (Ministerio Coordinador de Sectores Estratégi-cos, 2013).

A pesar de que se han dado pasos importantes para incentivar el uso de la biomasa con fines energéticos (ver Capítulo 1), se requiere todavía de un arduo trabajo para conseguir una mayor participación de esta fuente de energía renova-ble en la matriz energética nacional. Diversos aspectos podrían ser responsables por el limi-tado uso de la biomasa en el país en la actua-lidad: a) competencia de otros combustibles que actualmente son baratos (bajos precios de gas licuado de petróleo–GLP, diésel y gaso-lina), b) falta de inventarios de disponibilidad y ubicación de biomasa, c) falta impulso a las tecnologías de transformación de la biomasa tanto para energía como para biomateriales, buscando diversificar la oferta de productos que se podrían elaborar en plantas industriales que ya usan biomasa de una u otra manera (por ejemplo la adición de biopolímeros, aglomera-dos, pellets de madera para combustible, etc.), o d) falta de capital. Estos factores requieren ser identificados de mejor manera para un adecua-do apoyo del Estado a emprendimientos que involucren el uso de este recurso energético y/o para incentivar la inversión privada.

31

ESTADO DE USO DE LA BIOMASA PARA LA PRODUCCIÓN DE BIOENERGÍA, BIOCOMBUSTIBLES Y BIOPRODUCTOS EN ECUADORManuel Raúl Peláez, Manuel García, Alfredo Barriga, Jaime Martí, Andrés Montero, Flavio Mayer, Jesús GarcíaII

Figura 2. 1 / a) Producción de energía primaria en Ecuador (2013), b) Consumo de energía en Ecuador en el año 2013 por fuente (en porcentajes), c) Variación de la producción de energía primaria por fuente en el período 1995-2012. Elaborado a partir de datos del CONELEC (2012) y del Balance Energético Nacional (Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos, 2014).

Figura 2. 2 / Participación de la biomasa (leña y derivados de la caña de azúcar) como fuente de energía primaria en el Ecuador (Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos, 2013).


a)

c)

b)

32


El objetivo del presente capítulo es presentar algunos elementos relacionados con la dispo-nibilidad, uso actual y oportunidades de uso de la biomasa, especialmente lignocelulósica (por ejemplo residuos de la agroindustria y de la industria de la madera) en el Ecuador. En el estudio se identifican métodos actuales de dis-posición final de los residuos de la agroindus-tria y se intenta mostrar algunas posibilidades de uso de dichos residuos. Para el efecto se ha realizado una revisión bibliográfica sobre los temas abordados, se han efectuado visitas de campo, se ha consultado a personas involucra-das en la producción de residuos lignocelulósi-cos y se ha visitado sitios web de instituciones públicas que disponen de estadísticas.

Si bien el tema es extenso y requiere profundi-zar en determinados aspectos, se ha intentado presentar ideas que sirvan de punto de partida y/o elementos de discusión para un futuro uso de la biomasa en el país ya sea con fines ener-géticos o no energéticos. No es posible abor-dar un tema tan extenso en un solo capítulo y, como se observará, existen muchos aspectos que necesitan ser expandidos. Por ejemplo, es necesario profundizar en el estudio de varieda-des de biomasa, métodos de cultivo, genoma de las plantas, caracterización de biomasa, tipos de biocombustibles que se pueden obtener de biomasa plantada. También hace falta elaborar mapas de ubicación de residuos de biomasa, propuestas de ubicación de plantas térmicas que puedan hacer uso energético o no ener-gético de la biomasa residual, análisis técni-co-económico de la transportación a los cen-tros de consumo. Se requiere, adicionalmente, estudiar los impactos sobre uso de agua, ciclos de vida de los materiales lignocelulósicos, métodos de cultivo adecuados para optimi-zar el rendimiento de los terrenos dedicados al cultivo de biomasa con fines energéticos e impactos ambientales, solo por citar algunos ejemplos. La sección 2.5.1 es la que más se ha podido expandir debido al apoyo del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable que finan-ció un trabajo sobre este tema en el año 2009

(Pelaez-Samaniego, 2009). Esta sección puede servir de partida para realizar estudios simila-res con otros recursos lignocelulósicos. Se es-pera que a futuro, universidades y centros de investigación, a través de la realización de te-sis de grados, proyectos de investigación, etc., puedan contribuir a la expansión y enriqueci-miento del tema.

2.2 / Definición y tipos de biomasa

El término biomasa se refiere a todo mate-rial orgánico biodegradable derivado de plan-tas, animales, o microorganismos (UNFCCC, 2005), que tiene potencial de uso como fuente de energía renovable y/o bioproductos. Entre estos materiales se incluyen la madera y sus residuos, cultivos agrícolas y residuos de su cosecha y procesamiento, residuos municipa-les orgánicos y desechos animales, entre otros. La expresión “biomasa lignocelulósica” es co-múnmente empleada para describir residuos que contienen celulosa, hemicelulosa y lignina en su constitución química. Otros materiales como los aceites vegetales, semillas y vege-tales, por ejemplo, se incluyen en la categoría de carbohidratos. El término biomasa también incluye gases y líquidos producidos durante la descomposición de materiales orgánicos bio-degradables (Basu, 2010). En este capítulo no se mencionan ni incluyen materiales cuyo uso es destinado al consumo humano.

La Tabla 2.1 muestra una propuesta de subcla-sificación de la biomasa tomando como criterio su origen. En la referida tabla y en este capítulo se usa con frecuencia la palabra “residuo” en vez de basura, con la finalidad de hacer énfasis en que los materiales lignocelulósicos poseen cier-to valor económico actual o potencial, a diferen-cia de lo que la basura en sí pueda tener. El tér-mino residuo probablemente tampoco describe de mejor forma todos los materiales analizados y en algunos casos hubiera sido preferible usar “subproducto”. Sin embargo, se usa “residuo” para simplificar el uso de términos.

33


El uso de la biomasa para la producción de energía persigue normalmente obtener com-bustibles: líquidos (etanol, biodiesel, metanol, aceite de pirólisis, aceite vegetal, gasolina ver-de), sólidos (carbón vegetal, biomasa torrefica-da), o gaseosos (biogás, metano, gas sintético obtenido mediante gasificación) (Basu, 2010). La biomasa lignocelulósica es con frecuencia considerada neutral en las emisiones de CO2, debido a que las emisiones de CO2 producidas en su combustión son aprovechadas para el crecimiento de las plantas durante la fotosín-tesis.

Toda fuente de biomasa lignocelulósica (y la madera en particular) está constituida de com-ponentes estructurales (celulosa, hemicelulo-sas y lignina) y componentes no estructurales (polisacáridos de almidón, proteínas, compo-nentes orgánicos solubles en agua y compo-nentes inorgánicos) en menor porcentaje (Pe-laez-Samaniego et al., 2013). Típicamente, el

contenido de estos componentes es de 40 a 50 % de celulosa, 20 a 30 % de hemicelulosa, 10 a 25 % de lignina. Algunas biomasas (prin-cipalmente de origen acuático) como las algas también tienen alto contenido de proteína y lípidos. La celulosa es un polímero de alta re-sistencia mecánica que sirve de soporte y da estructura a las plantas y constituye el políme-ro natural más abundante en la naturaleza; las hemicelulosas tienen una estructura compleja y son menos resistente térmicamente, como resultado de la presencia de muchos tipos de azúcares diferentes; la lignina es un compues-to formado por tres unidades de fenoles propa-noicos principales: p-hydoxi-fenol (H), guaiacol (G) y siringol (S). La lignina es responsable de la presencia de aromáticos en los productos de la degradación térmica de la biomasa y provee a las plantas de color, así como sirve de agen-te protector de las plantas frente a microbios y provee durabilidad. Los extractivos son molé-culas pequeñas que dan a las plantas olor y son

Tabla 2.1 / Clasificación y subclasificación de la biomasa de acuerdo con su origen (Adaptado de Basu (2010)).

Biomasa natural

Biomasa residual

Biomasa terre�re

Biomasa acuática

Residuos municipales

Residuos agrícolas sólidos

Residuos fore�ales

Residuos indu�riales

- Biomasa fore�al- Hierbas- Plantaciones con fines energéticos

- Algas- Otras plantas acuáticas

- Residuos sólidos municipales- Aguas servidas- Gas producido en rellenos municipales

- Residuos ganaderos- Residuos de cosechas agrícolas

- Cáscaras, hojas, ramas de árboles

- Residuos de la indu�ria de muebles de madera.- Residuos de demolición de e�ruuras de madera- Aceites y grasas vegetales

34


también responsables de la defensa contra el ataque de micro-organismos.

Dependiendo del tipo de biomasa, la presencia de estos componentes puede ser mayor o me-nor y, en la madera, confieren propiedades que la vuelven pesada o ligera, flexible, dura o suave. El empleo de la biomasa lignocelulósica (par-ticularmente madera) para producir energía o con fines estructurales depende en gran medi-da del contenido de celulosa, hemicelulosas o lignina. Existen varias fuentes de consulta para profundizar en conceptos relacionados con la composición química de la biomasa, métodos de caracterización, efecto de cada componente en el procesamiento y uso de la biomasa, por lo que en este capítulo esos aspectos no son abor-dados. La expansión en estos temas, si bien ne-cesaria, limitaría espacio que queremos dedicar a la situación actual del uso de la biomasa en el país, así como la disponibilidad y perspecti-vas de uso de este recurso. Algunas fuentes de consulta que podrían ser consideradas son, por ejemplo, Cortez et al., (2008), Basu (2010), Vertès et al. (2010), Wyamn et al. (2013).

2.3 / Tecnologías para la conversión de biomasa

Las posibilidades de aprovechamiento de la biomasa con fines energéticos y no energé-ticos son diversas: a) mediante el empleo de procesos de conversión de la energía de la bio-masa en calor y/o electricidad, b) mediante la conversión en otra forma de energía en estado líquido (por ejemplo etanol, biodiesel, aceite de pirólisis, etc.) o gaseoso (tales como gases de síntesis o biogás), c) mediante la fabricación de aglomerados y compuestos de madera y fibras naturales. Los procesos para obtener energía se pueden dividir en termoquímicos y bioquí-micos. Los procesos termoquímicos abarcan combustión, torrefacción, gasificación, piróli-sis, licuefacción, extracción con agua caliente y explosión con vapor. Los procesos bioquími-cos incluyen la fermentación, digestión anae-róbica (DA) y la hidrólisis enzimática, usados normalmente para producir combustibles lí-quidos (Ver Figura 2.3).

BIOMASA

Procesos Bioquímicos

Dige

�ió

nan

aeró

bica

y ae

róbi

ca

Ferm

enta

ción

Com

bu�

ión

Piró

lisis

Gasi

ficac

ión

Licu

efac

ción

Expl

osió

npo

r vap

or;

extr

acci

ón c

onag

ua c

alie

nte

Com

bu�

ible

s;El

e�ric

idad

;qu

ímic

os

Com

bu�

ible

s

Calo

r;El

e�ric

idad

Carb

ónve

geta

l

Acei

te d

epi

rólis

is

Gase

s de

sínt

esis

Acei

tes

deliq

uefa

cció

n

Sólid

os

Líqu

idos

Uso

agríc

ola,

pel

lets

,co

mbu

�ib

le

Com

bu�

ible

s,hi

dróg

eno,

quím

icos

, ene

rgía

Com

bu�

ible

s,Hi

dróg

eno,

cal

or,

ener

gía

elé�

rica

Com

bu�

ible

s,qu

ímic

os

Pelle

ts,

Aglo

mer

ados

,Co

mbu

�ib

les

Com

bu�

ible

s,az

úcar

es,

quím

icos

Procesos Termoquímicos

Figura 2.3 / Procesos de conversión de la biomasa y principales productos/aplicaciones (Adaptado de Basu (2010)).

35


La tendencia actual en el uso de las tecnologías mencionadas es usarlas de manera combinada. De esta manera se busca la integración de pro-cesos y tecnologías para un mejor aprovecha-miento de las materias primas, para mejorar la oferta de productos y reducir costos de produc-ción. Estos esquemas, conocidos comúnmente como biorefinerías, parten de un principio simi-lar a una refinería de petróleo en la que la pro-ducción de combustibles solamente es costosa y poco atractiva, por lo que se recurre a la di-versificación mediante la producción de lubri-cantes, productos químicos, etc. Similarmente, en una biorefinería, la producción de, por ejem-plo, calor y electricidad, pellets de madera, bio-plásticos, aglomerados y compuestos y otros productos químicos, además de combustibles, puede convertir una planta de procesamiento de biomasa en un negocio muy atractivo que contribuye con la reducción de contaminantes ambientales mediante el uso de materiales re-novables y la reducción de desperdicios.

2.3.1 / Procesos termoquímicos

El aprovechamiento de la biomasa para pro-ducir energía eléctrica (y otros productos y subproductos) puede ser efectuado a partir de diferentes conceptos: sistemas de combustión (Ciclo Rankine), sistemas de gasificación, siste-mas de pirólisis o biorefinerías. La selección de la mejor alternativa no solo depende de la tec-nología y su disponibilidad en el mercado, sino también de aspectos económicos y geográfi-cos de las zonas en las cuales se encuentran los recursos de biomasa. Debido a que en la actualidad existen varias fuentes de consulta especializadas en los fundamentos y teoría de los procesos termoquímicos (ver, por ejemplo, Brown and Stevens (2011) o Basu (2010)), la in-tención de esta sección es presentar solamen-te algunos conceptos generales que puedan servir de base para el desarrollo de las siguien-tes secciones.

2.3.1.1 / Combustión

La combustión es el proceso más antiguo co-nocido por la especie humana para la produc-ción de calor y resulta aún esencial en muchos procesos tecnológicos modernos. En términos químicos, la combustión es una reacción exo-térmica entre el carbono (C) y el hidrógeno (H) de la biomasa con el oxígeno del aire. Como re-sultados se obtienen compuestos estables: CO2 y H2O, respectivamente. La producción de ener-gía eléctrica mundial recurre, en gran parte, a la combustión (en ciclos Rankine u otros tipos de ciclos térmicos) usando combustibles fósiles o biomasa. Asimismo, el transporte terrestre, aé-reo, espacial y marítimo emplea combustión. En nuestro país, la combustión es el proceso usado, por ejemplo, en el sector arrocero para calentar el aire utilizado en el secado del arroz quemando cáscara o GLP (Pelaez-Samaniego, 2009), en la industria azucarera para la gene-ración de vapor usando bagazo, en la industria maderera para producir vapor o calor aprove-chando residuos, en la industria cerámica y de cemento para producir calor y gases usan-do petróleo o derivados, en algunas centrales termoeléctricas que usan combustibles fósiles para la generación de energía eléctrica, o para cocción a nivel doméstico e industrial.

Otro uso frecuente de la combustión ocurre en la industria de producción de materiales de construcción, tales como en la cocción de ladrillos y tejas. Uno de los grandes problemas en el uso del proceso de combustión para es-tos procesos está relacionado con deficiencias en los sistemas de combustión, lo que provoca problemas ambientales serios. Por ejemplo, un reciente estudio efectuado en el cantón Cuen-ca muestra que la producción ladrillera de-pende del uso de leña, madera, aserrín, viruta y hasta caucho de neumáticos de vehículos. La contaminación ambiental provocada por la combustión de estos materiales en hornos abiertos y diseñados con poco o ningún crite-rio técnico es elevada, de acuerdo con estudios de Swiscontact (www.swisscontact.org.ec) y de

36


la Municipalidad de Cuenca (Parra, 2009). Las ladrilleras constituyen en la actualidad la se-gunda fuente de emisiones de material parti-culado a la atmósfera en el Cantón Cuenca (Pa-rra, 2009). Ventajosamente, hay señales de que problemas como este pueden ser solucionados. Uno de los proyectos en ejecución para contri-buir con la reducción de la emisión de conta-minantes en esta industria, así como mejorar la eficiencia del proceso de combustión y con-tribuir con mejoras en la condiciones laborales de las personas involucradas en esta industria está siendo llevado a cabo actualmente por el Programa Regional “Eficiencia Energética en Ladrilleras Artesanales de América Latina–EELA” (www.swisscontact.org.ec).

2.3.1.3 / Gasificación

La gasificación es el proceso termoquímico de conversión de un combustible sólido en un producto gaseoso con contenido energético utilizable, por medio de la combustión parcial, en presencia de un oxidante (por ejemplo aire) en cantidades menores que la estequiométrica. Para el proceso, el material a ser gasificado es previamente reducido a partículas pequeñas y pretratado para reducir contenido de hume-dad. El gas producido está compuesto por CO, H, CH4, gases inertes, compuestos orgánicos

volátiles (COV), alquitrán y agua (en forma de licor piroleñoso). El gas producido se denomina gas pobre, producer gas, o gas de síntesis. Este gas puede ser usado para generar energía tér-mica o mecánica o para la obtención de com-bustibles líquidos.

El proceso de gasificación fue originalmen-te desarrollado a inicios del siglo XIX con la finalidad de producir gas para iluminación y cocción de alimentos (town gas) a partir de carbón mineral, pero el gas natural y la ener-gía eléctrica sustituyeron posteriormente el town gas en esos usos. No obstante, el uso de gasificadores tuvo nuevamente un repunte a mediados del siglo XX en diferentes países del mundo en los sistemas de transporte. Más de un millón de unidades de gasificación fueron usadas para mover vehículos durante la Se-gunda Guerra Mundial (Foley y Barnard, 1983). Una aplicación importante de la gasificación ha sido la producción de combustibles líquidos a partir de carbón mineral mediante el proce-so Fischer-Tropsch. Otro uso que se dio a los gasificadores fue en los sistemas de bombeo de agua en áreas rurales en países como Filipi-nas (Foley y Barnard, 1983). En estos sistemas se usaba un motor de combustión interna que operaba con los gases obtenidos de la gasifi-cación, como se muestra en el esquema de la Figura 2.4.

biomasa

ceniza

aire

airecámara de mezclado

limpieza/enfriamiento

de gas

gasi

ficad

or

ejedel motor

MCI

gascaliente

gaslimpioy frío

Figura 2.4 / Sistema de gasificación empleado en motores de combustión interna–MCI (Adaptado de Foley y Barnard, 1983).

37


Existen diferentes tipos de gasificadores, en función del principio de funcionamiento o de la aplicabilidad. Algunos de estos gasificado-res son: de lecho móvil (a contracorriente o a corrientes paralelas), de lecho fluidizado (Ver Figura 2.5), y de flujo arrastrado. Gasificadores downdraft y updraft son dos tipos comunes de gasificadores de lecho móvil. En la práctica, el uso de gasificadores atmosféricos requiere de elementos auxiliares como: unidades de trata-miento y enfriamiento de los gases, sistemas de control y tratamiento de residuos e instala-ciones que usan/transforman la energía conte-nida en los gases (por ejemplo turbinas de gas o motores de combustión interna tipo diésel, llamados motores de gas), entre otros. Fuentes de consulta relacionadas con la gasificación de la madera, algunos usos de los gases, así como conceptos y métodos de gasificación se pue-den encontrar en FAO (1993) y Basu (2010).

Una alternativa que está siendo desarrollada e implantada a pequeña escala en China es el uso de motores de gas que aprovechan los ga-ses producidos en la gasificación de la cascari-

lla de arroz y otros tipos de biomasa en esque-mas denominados BGPG (Biomass Gasification Power Generation) (Wu, et al., 2002; Li, 2007). Sistemas BGPG de pequeña capacidad poseen eficiencias entre 11 a 13 %; plantas de mediana capacidad pueden llegar a 16 % de eficiencia y las de mayor escala alcanzan eficiencias de hasta 28 %. El tamaño de las plantas varía en un amplio rango: desde 2,5 kW hasta 40 MW y los costos de inversión de estos sistemas (año 2007) están en el orden de 950 a 1430 USD/kW instalado, en dependencia del tamaño de planta (precios en China) (Li, 2007; Leung et al., 2004). Los gasificadores usados en estos esque-mas son del tipo lecho fluidizado circulante (circulating fluid bed–CFB). Según Leung et al. (2004), el uso de estos sistemas es recomenda-ble en zonas geográficas donde el suministro eléctrico es difícil y existe alta disponibilidad de biomasa (estos autores analizan el empleo de sistemas de gasificación CFB usando cás-cara de arroz). Esto se debe, normalmente, al elevado costo que representa la transmisión eléctrica hasta esos lugares.

Figura 2.5 / Esquema simplificado de algunos tipos de gasificadores (Navarro et al. 2009; Cortez et al., 2008).

Rea�or

Alimentación dela biomasa

Aire

Gas

biomass

oxidizer

gas

ash

biomass

gas

oxidizer

(a) fluid-bed gasifier(b) downdra gasifier

(c) updra gasifier

Recolecciónde cenizas

38


El concepto denominado Biomass Integrated Gasification/Integrated Gasification Combined Cycles (BIG/IGCC) es una opción importante frente a los ciclos Rankine que hacen uso de la biomasa (Larson et al., 2001; Li, 2007). Propues-tas de uso de esta tecnología aplicadas a cas-carilla de arroz son mostradas en Li (2007). En la Figura 2.6 se presenta un esquema simpli-ficado del concepto BIG/IGCC (no se incluyen sistemas auxiliares para el pre-tratamiento de la biomasa).

Al igual que la mayoría de los conceptos ba-sados en la gasificación de biomasa, el uso de motores de gas (por ejemplo sistemas BGPG) y el sistema BIG/IGCC no son todavía de amplio uso en escala industrial. Por este motivo, al pensar en la gasificación como tecnología para producir energía eléctrica a partir de la bioma-sa es necesario tener en cuenta su estado de baja implementación comercial. En el mundo existen pocos sistemas en operación gasifi-cando grandes volúmenes de biomasa para producir energía eléctrica. Ejemplos de estos sistemas son a) la planta de 140 MW de capaci-dad instalada en Finlandia (www.metso.com) y b) una planta de 30 MW basada en el concepto BGPG que opera con cascarilla de arroz y está ubicada en China (Li, 2007). Existen otras plan-tas a escala piloto o que han sido implementa-das en unidades pequeñas, no adecuadas a la necesidad de generación de energía eléctrica en mayor escala. Esto se debe, probablemente, a los altos costos que implican estos esquemas y los desafíos tecnológicos en el tratamiento de los gases producidos. Adicionalmente, el uso de los gases en turbinas de gas exige que estos sean comprimidos antes de ser alimentados en las cámaras de combustión, lo que representa un consumo extra de energía, disminuyendo la eficiencia del proceso (Pelaez-Samaniego, et al., 2008).

Un factor importante que podría limitar la im-plementación de la gasificación para la gene-ración de energía eléctrica está relacionado con las dificultades de contar con suministro

constante y abundante de materia prima para operar una planta. Leung et al. (2004) muestran que existe viabilidad económica únicamente en plantas con capacidad instalada relativa-mente alta y que funcionen como mínimo 5000 horas/año (en las condiciones de China). Por otro lado, el nivel de entrenamiento del per-sonal para operar sistemas de gasificación es fundamental para la viabilidad de los mismos (Stassen, 1995). Las características y el tipo de materia prima, asimismo, afectan directa-mente el proceso. Experiencias en España han mostrado que, por ejemplo, el uso de cascarilla de arroz genera dificultades de operación que inviabilizan la adopción de esta tecnología. Una solución que se ha propuesto es la posibili-dad de mezclar la cascarilla de arroz con otras fuentes de biomasa. Otra alternativa podría ser la integración de gasificación con combustión. En estos esquemas se evita el problema de la limpieza de los gases, pues estos son quema-dos para producir calor. El beneficio se traduce en que 1) se evita el sistema de limpieza de ga-ses, que resulta cara, y 2) se evita problemas de operación de las calderas, pues los problemas de, por ejemplo, incrustación de alquitranes y otros materiales en las paredes de los hornos de las calderas pueden ser reducidos sustan-cialmente al usar un combustible gaseoso en vez de sólido. Un beneficio adicional que me-rece análisis es que probablemente se puede simplificar el diseño del gasificador.

En nuestro país, la experiencia en gasificación no ha alcanzado un nivel que permita implan-tar estos sistemas libres de problemas o prever dificultades y soluciones, lo que podría afectar la implantación de sistemas de gasificación en gran escala. Estos elementos deben ser anali-zados con detenimiento en cualquier propues-ta de uso de la gasificación de biomasa.

Si bien la gasificación para producir electrici-dad a partir de la biomasa no es atractiva en las condiciones actuales, una alternativa de interés inmediato para el país podría ser la pro-ducción de gases para uso doméstico. Adicio-

39


nalmente, existe enorme potencial de uso de residuos municipales mediante gasificación para la producción de energía y el reciclado de materiales. El país debe explorar estas opcio-nes.

2.3.1.3 / Experiencia ecuatoriana en el campo de la gasificación

En el Ecuador, el análisis de uso de residuos fo-restales y agrícolas para gasificación (producer gas) se inició en 1985 con un proyecto en la ES-POL (Escuela Politécnica del Litoral) denomi-nado “Fuerza motriz rural a base de desechos agroforestales” (Barriga, 1985). La Organización Latinoamericana de Energía había desarrolla-do el Primer Evento de Capacitación en Gasi-ficación Térmica en Centro América en 1983, y en 1985 el Instituto Beijer de Suecia capacitó a funcionarios de Nicaragua y Ecuador en el uso de la tecnología de gas pobre en aplicaciones

vehiculares. El Instituto Nacional de Energía de Ecuador (INER) intentó fomentar el desarrollo de pequeñas unidades de generación eléctrica para zonas remotas en base a prototipos gene-rados en la ESPOL con auspicio del Instituto Ambiental de Estocolmo (Barriga, 1992; Du-que, 1993). Posteriormente se desarrolló en la Escuela Politécnica de Chimborazo (ESPOCH) una aplicación de gasificadores para industrias artesanales de cal en Lican, Chimborazo, en 1997 (Zavala, 1997).

Una unidad de generación eléctrica de aproxi-madamente 50 kW fue adaptada para pruebas con corteza de palma africana a través de un proyecto de Senescyt en 2008 (Mena, 2008), proyecto que continúa estudiando la viabilidad de la tecnología a través de pruebas en el es-tación de INIAP (Instituto Nacional Autónomo de Investigaciones Agropecuarias) en Santo Domingo. La ESPOCH, por su parte, continúa desarrollando trabajos de adaptación al uso de

Condensador

Bomba

Gasesexhau�os

Gas

Alimentaciónde biomasaSi�ema de

limpieza degases

Gasificador

Generadorelé�rico

Turbinade gas

Recuperador decalor (caldera)

Generadorelé�rico

Vaporde agua

turbinade vapor agua

Figura 2.6 / Esquema simplificado del principio de trabajo de un ciclo BIG/IGCC (Adaptado de http://en.wikipedia.org/wiki/Combined_cycle y Cortez et al., 2008).

40


la tecnología en pequeña escala (Zavala, 2011). Los problemas principales encontrados por to-dos los investigadores tienen que ver con la de-puración de gases y con problemas operativos al mezclar combustibles biomásicos para los que el diseño particular del gasificador puede no estar preparado. Algunos de los problemas encontrados están señalados en detalle en un estudio desarrollado por el Instituto Beijer de Suecia (Kjellstroem y Barriga, 1987) en que se puntualizan limitaciones de la tecnología, principalmente problemas con la formación de escorias, dificultades de flujo de la biomasa fibrosa, efectos del tamaño irregular de trozos de biomasa, efectos abrasivos de partículas so-bre el motor y variaciones del contenido de gas combustible. Algunos de ellos se han corregi-dos en unidades modernas como las del pro-yecto en el INIAP, en cuyo equipo (de fabrica-ción hindú) se inserta un tren de enfriamiento y depuración de gases, que consiste en una se-cuencia de filtros que usan la propia biomasa con creciente grado de finura como elemento filtrante, siendo al final reciclados en el gasi-ficador para eliminación. Algunos resultados han sido reportados y pueden ser consultados en el sitio web de la Corporación para las Inves-tigaciones Energéticas–CIE (http://www.ener-gia.org.ec/Resumen%20oara%20web%20CIE.pdf). La experiencia de gasificación térmica en Ecuador se limita al caso de lecho descendente no fluidizado.

Producción de gases para uso como combusti-ble a nivel doméstico o en pequeña escala

La implantación de pequeños sistemas de ga-sificación para producir gases de síntesis para uso a nivel doméstico puede resultar atractiva principalmente en las zonas rurales de Ecua-dor. Estos sistemas son actualmente usados en varios países asiáticos (Filipinas, Tailan-dia, China, India) para la cocción de alimentos. Son equipos fácilmente adaptables a las nece-sidades domésticas y de pequeños negocios (restaurantes, por ejemplo). No obstante, un problema que puede aparecer para su posible

aplicación tiene que ver con la competencia que va a generar el gas licuado de petróleo (GLP), cuyo precio actual en el mercado nacio-nal (menos de US $2 un tanque de 15 kg de GLP, en Septiembre de 2015) es muy bajo por efecto de los subsidios. Ese factor inviabiliza la gasi-ficación en pequeña escala en las condiciones actuales de Ecuador, aunque estudios posterio-res relacionados con la eliminación o focaliza-ción de los subsidios a los combustibles (espe-cíficamente GLP) deben proveer alternativas compensatorias, donde la gasificación de la cascarilla de arroz o de mezclas de este mate-rial con otros tipos de biomasa lignocelulósica en pequeña escala puede resultar una alterna-tiva viable.

Mayor información referente a gasificadores aplicables a la propuesta descrita puede ser encontrada en, por ejemplo, Mansaray et al. (1999), Jain y Goss (2006), Natarajen et al. (1998) y Stassen (1995), o en los siguientes sitios web:

http://www.crest.org/discussiongroups/re-sources/stoves/Belonio/preface.html

http://www.bioenergylists.org/en/beloniocfrh

http://www.tnau.ac.in/aecricbe/aetc/bio5.htm

http://www.fao.org/docrep/T4470E/t4470e0i.htm

http://www.retsasia.ait.ac.th/Publications/An%20Improved%20Gasifier%20Stove%20for%20Institutional%20Cooking.pdf

2.3.1.4 Pirólisis

La pirólisis consiste en un proceso termoquí-mico a moderadas temperaturas (menores que en el caso de la gasificación) en ausen-cia (parcial) de oxígeno, donde del proceso se obtienen productos sólidos (carbón vegetal), líquidos y gaseosos. Los equipos empleados para este proceso se conocen como reactores

41


de pirólisis, cuyo principio de trabajo tiene al-gunas similitudes con los gasificadores. Sin embargo, los parámetros de operación de los reactores de pirólisis son diferentes. Por ejem-plo, mientras la gasificación ocurre a tempera-turas de aproximadamente 900 °C, la pirólisis se efectúa a temperaturas alrededor de 500 °C. Los tipos de reactores de pirólisis pueden ser: de lecho fluidizado, de lecho fijo, de vórtice, continúo tipo tornillo sinfín (con tornillo de alimentación), etc. El principal uso de la pirolisis es la producción de carbón o aceite pirolítico.

La pirólisis puede ser lenta o rápida. La carbo-nización de la madera es un proceso de piróli-sis lenta. La pirolisis rápida es de gran interés en la actualidad pues, controlando adecuada-mente algunos parámetros (temperatura de reacción, tamaño de las partículas, tiempo de residencia del material dentro del reactor de pirólisis, presión dentro del reactor), es posible obtener altas cantidades de líquido, conocido como bio-oil o aceite de pirólisis. El uso poten-cial de los derivados del proceso es amplio (Pe-laez-Samaniego et al, 2008; FAO, 1993):

a) El carbón vegetal tiene aplicación en el campo médico e industrial (carbón acti-vado), en la industria de alimentos, como combustible, como materia prima para gasificar y obtener gases de elevada pu-reza, etc. En la actualidad, uno de los usos más prometedores del carbón vegetal es para uso agrícola. La adición de carbón vegetal ha demostrado que puede mejorar la calidad del suelo, a la vez que sirve para secuestrar carbono y reducir emisiones al medio ambiente (Ver Sección 2.3.1.5).

b) Los gases producidos durante la pirólisis son de baja calidad, pero pueden ser ade-cuados para operaciones de secado pre-vio de la biomasa, o para la generación de energía eléctrica en sistemas que incluyan turbinas de gas o motores de combustión interna reciprocantes (motores de gas).

c) El subproducto más importante es el bio-oil. Su poder calorífico superior (PCS) es aproximadamente 16 MJ/kg, que resulta muy inferior al del petróleo y/o derivados (Mayer, 2009) (cuyo PCS varía entre 40 y 44 MJ/ kg). Bridgewater et al. (1999) des-criben una eficiencia de conversión de biomasa en bio-oil alrededor de 75 %. Se reportan usos del bio-oil a escala de la-boratorio en motores diesel y en turbinas de gas y, en escalacomercial, en calderas. El bio-oil puede servir también para la producción de fertilizantes y pesticidas naturales, o como materia prima para la industria química y alimentaria (sabori-zante de alimentos), entre otras aplica-ciones.

El potencial de uso del bio-aceite para producir combustibles líquidos es importante. Sin em-bargo, la cantidad de oxígeno (en la forma de agua emulsionada de manera natural) y la pre-sencia de oligómeros, y su acidez e inestabili-dad térmica impiden el uso directo del bio-oil como combustible en sistemas de combustión convencionales, como en el caso de motores diésel. Valores de propiedades críticas como poder calorífico, viscosidad, contenido de agua, pH, etc., son diferentes de las que presentan los derivados del petróleo. El uso directo del bio-oil debe superar algunos obstáculos mediante tecnologías en desarrollo, como la refinación o el hidrocraqueamiento.

La pirólisis es un proceso en desarrollo en va-rias universidades y centros de investigación en el mundo. Los avances efectuados en el desarrollo de esta tecnología y sobre las posi-bilidades de uso del bio-oil, así como las difi-cultades que aún se deben superar, pueden ser encontrados en diferentes fuentes de consulta (Pelaez-Samaniego et al., 2008; Ba, et al. 2004; Garcia-Perez, 2005; Garcia-Perez et al., 2005). El proceso de pirólisis rápida se encuentra aún en fase experimental. Aunque se han dado impor-tantes pasos tecnológicos en los últimos años y la pirólisis ha madurado lo suficiente como

42


para aplicarla en mayor escala, la viabilidad económica de este proceso no ha sido probada en escala comercial.

2.3.1.5 / Algunos aspectos relacionados con la carbonización en Ecuador

La práctica de carbonización o pirólisis len-ta en Ecuador es conocida en varias regiones donde se produce carbón vegetal, como el caso de zonas cercanas a Milagro, Quevedo, Esme-raldas y algunas regiones rurales de la Sierra. El carbón vegetal en nuestro país proviene de la pirólisis principalmente de madera, resi-duos de la industria de la palma africana y de bambú. Al parecer, el bambú es usado princi-palmente para producir carbón de exportación. Según estadísticas del Banco Central del Ecua-dor, el país ha exportado 622 t de carbón en el período 2001–2009 (las mayores exportaciones se han dado en 2007 y 2008) (BCE, 2011).

El uso principal del carbón vegetal en Ecuador es como combustible a nivel doméstico y en restaurantes. Sin embargo existen otras opcio-nes de uso. Una alternativa es potenciar la car-bonización de la biomasa residual para usarlo en el enriquecimiento de la calidad de los sue-los de algunas regiones agrícolas mediante el empleo de carbón como agente de retención de fertilizantes y secuestrador de carbón. Es co-nocido que el carbón vegetal contribuye posi-tivamente a mejorar la fertilidad de los suelos y con ello a secuestrar CO2 (McGee, 2008; Leh-mann and Stephen, 2009; Woolf et al., 2010), lo que es de interés sobre todo en regiones tropi-cales como el caso de nuestro país.

Los procesos de producción de carbón en Ecua-dor se basan en el uso de hornos de tierra y, en menor medida, hornos metálicos de comple-jidad relativamente baja, normalmente de pe-queña capacidad y anexados a las plantas de procesamiento de palma africana. La carboni-zación en sistemas tradicionales (usando hor-nos de tierra) se caracteriza por la dificultad de

recuperar los subproductos del proceso (gases y líquidos) que se convierten en contaminan-tes ambientales, por un lado, y en pérdida de subproductos que podrían agregar valor al pro-ceso, por otro lado. A diferencia de los procesos de pirólisis rápida, el rendimiento de la carbo-nización en hornos de tierra (medido como la relación entre la masa del producto y la masa de la materia prima) es muy bajo (entre 10 a 15 %), lo que implica el uso de grandes cantidades de madera, a veces de origen nativo. Una breve ins-pección del carbón que se expende en algunos mercados, como la Feria Libre de Cuenca, mues-tra una alta diversidad de madera usada para la producción artesanal de carbón. Si bien el euca-lipto es una fuente de materia prima muy usada en la Sierra, los productores y comerciantes de carbón vegetal mencionan que otras especies de madera son también usadas (gañal (Oreoca-llis grandiflora), sarar (Weinmania sp) y laurel de cera (Myrica sp.), por citar tres ejemplos).

El uso de otros recursos lignocelulósicos para la producción de carbón vegetal en el país es li-mitado y no se han reportado datos que permi-tan tener una idea clara de la escala, eficiencia, materia prima usada o localización de plantas. Varias especies de plantas de mayor abundan-cia, de crecimiento más rápido y menos sus-ceptibles a ser impactados negativamente pue-den ser usadas para producir carbón. Palacios (2008) indica que la región de la costa cuenta con la mayor diversidad de especies registra-das con potencial para producir carbón vegetal, algunas de las cuales son usadas con poca fre-cuencia en la actualidad.

La carbonización en nuestro país, como en mu-chos países en desarrollo, requiere atención ur-gente para buscar mecanismos que permitan mejorar el rendimiento del proceso, recuperar los subproductos, manejar mejor los recursos de materia prima, buscar mercados para el carbón y subproductos, capacitar a los produc-tores para mejorar sus condiciones laborales y perfeccionar los diseños de los equipos em-pleados. Estos elementos permitirán moder-

43


nizar la industria de la carbonización y seguir la tendencia de otros países donde la carboni-zación está tomando fuerza. No ha sido posible para los autores identificar si en la actualidad existe alguna institución ecuatoriana pública o privada que esté estudiando las posibilidades de usar carbón vegetal para enriquecer y mejorar suelos. El potencial en este sentido es enorme como lo muestra International Biochar Initiati-ve (IBI) (http://www.biochar-international.org/).

2.3.1.6 / Torrefacción

La torrefacción consiste en un calentamiento lento de la biomasa a temperaturas entre 200 y 300 °C dentro de una atmósfera inerte. La torrefacción es un proceso de pirólisis a menor temperatura que en el caso de la pirólisis rápida y la carbonización, por lo que a veces al proceso se conoce también como pirólisis a baja temperatura. Sin embargo, la separación de la pirólisis de la torrefacción ayuda a un mejor entendimiento del proceso y a los autores nos permite mostrar nuestra experiencia de mejor manera.

La torrefacción se desarrolla en la fase endotér-mica de la carbonización y la presencia de un gas inerte permite evitar oxidación o combus-tión del material. La exposición de la biomasa en este rango de temperaturas reduce la humedad a valores muy bajos y provoca la degradación de la hemicelulosa y la despolimerización parcial de la celulosa y de la lignina (Pelaez-Samaniego et al., 2013a; Pelaez-Samaniego et al., 2014a). Los productos liberados son principalmente ácido acético, fracciones de fenol y otros compuestos de bajo poder calorífico. Como resultado se ob-tiene un sólido uniforme con mayor poder calo-rífico que la biomasa inicial.

La duración y la temperatura del proceso afec-tan las propiedades de la biomasa torreficada

o biomasa torrada. La Figura 2.7 muestra un ejemplo de reactor de pirólisis/torrefacción de horno de tubo en el cual se ha efectuado torre-facción de pino durante 30 minutos, así como fotografías de los productos obtenidos. Es noto-rio que incrementos de temperatura provocan cambios en el color del material torreficado, lo que es acompañado de reducción de la masa inicial, producto de la volatilización parcial o total de algunos componentes de la biomasa, tales como las hemicelulosas (o pentosas). De-talles sobre los fenómenos físicos y químicos que ocurren durante la torrefacción pueden ser consultados, por ejemplo, en Pelaez-Samanie-go et al. (2013a).

Otras características importantes de la bioma-sa torreficada son: hidrofobicidad, mayor dura-bilidad que la biomasa original y alta densidad energética. El poder calorífico superior puede variar entre 23 y 24 MJ/kg, mientras que el con-tenido de carbono fijo puede alcanzar valores de 28 a 30 % (Luengo, Fonseca y Bezzon, 2008). El material torreficado es más frágil que la bio-masa inicial, lo que facilita el proceso de tritu-ración previa a su uso. Se ha observado que la cantidad de energía requerida para la molienda se reduce cuando el material ha sido torrefica-do, lo que ha sido atribuido a la fragilidad que adquiere el material durante la torrefacción (Pelaez-Samaniego et al., 2013a). Este proceso pudiera ser de interés para el desarrollo de pe-llets densificados para la exportación. Por este motivo, este proceso presenta potencial para ser aplicado en el acondicionamiento de la bio-masa antes de transportarla, aunque aspectos relacionados con el empleo de los sub-produc-tos de la torrefacción (algunos componentes químicos que pueden resultar nocivos para el medio ambiente) no han sido solventados en su totalidad. En la actualidad los vapores de to-rrefacción son generalmente combustionados para evitar daños ambientales.

44


En la Figura 2.8 se muestra la tendencia de la degradación de pino (especie pinus pondero-sa) durante el proceso de torrefacción durante 30 minutos, usando el reactor mostrado en la Figura 2.7. En nuestro país la torrefacción se encuentra en etapa inicial de investigación, a escala de laboratorio (ver por ejemplo Peña y Yánez (2011)), usando principalmente resi-duos de la industria de la madera (por ejemplo pino).

Figura 2.7 / Reactor de pirólisis/torrefacción tipo horno de tubo (escala laboratorio)y productos obtenidos durante la torre-facción de pino a diferentes temperaturas durante 30 min (Fotos: M.R.Pelaez-Samaniego).

2.3.1.7 / Procesos hidrotérmicos: Licuefacción y gasificación hidrotérmica

Esta sección presenta una muy breve descrip-ción de los procesos de conversión de la bio-masa lignocelulósica en productos de valor agregado, especialmente bio-aceite, usando la biomasa con alto contenido de humedad. Debido a que el secado es costoso y normal-mente demorado, los procesos hidrotérmicos presentan ventajas, comparado con la pirólisis, la gasificación o la combustión. Los procesos hidrotérmicos son muy apropiados cuando la materia prima contiene mucha humedad, como es el caso del Jacinto de agua (lechuguín) o las hojas de banano. En realidad, estos proce-sos requieren de agua adicional para una ade-cuada operación, siendo frecuente relaciones de agua: biomasa superiores a 3:1.

Dos procesos son identificados dentro de este tipo de tecnología: licuefacción y gasificación hidrotérmica (conocida también como gasifi-

Figura 2.8 / Degradación de pino en el proceso de torre-facción a diferentes temperaturas y durante 30 minutos (Adaptado de Pelaez-Samaniego et al., 2014a).


45


cación húmeda). La licuefacción hidrotérmica (bajo condiciones de agua sub-críticas) es usa-da para la conversión de la biomasa en biocom-bustibles líquidos, sometiendo la biomasa a un proceso de hidrogenación, comunmente en presencia de un catalizador. El proceso ocurre a relativamente altas temperaturas (300–350 °C), elevada presión (12-20 MPa) y duración en dependencia de los materiales que se procesan (en el orden de varios minutos). A través de la licuefacción, la biomasa es directamente con-vertida en un líquido aceitoso que se puede usar para posterior refinado y producción de combustibles. La gasificación hidrotérmica, ya sea en condiciones subcríticas o supercríticas, persigue transformar la biomasa en gases, nor-malmente usando un catalizador (Matsumura et al., 2005; Elliot, 2011). Una variante de la gasi-ficación hidrotérmica es la hidro-gasificación, en la cual se usa hidrógeno y no se emplean catalizadores.

Estos procesos se encuentran todavía en desa-rrollo. Sin embargo, se ha demostrado que pue-den ser usados para una diversidad muy grande de materiales lignocelulósicos, incluyendo es-tiércol de ganado (Yin et al., 2010; Theegala and Midgett, 2012; Elliot et al., 2004; Matsumura et al., 2005; Yakaboylu et al., 2013). En nuestro país, el uso de estos procesos podría ser de interés para procesar lechuguín, hojas de banano y otros materiales en los que el secado es poco atracti-vo por su impacto en el costo de procesamiento. La información disponible no ha mostrado que alguna institución en el país esté usando estos procesos en la actualidad.

2.3.1.8 / Explosión por vapor y extracción con agua caliente

Estos dos procesos son a veces categorizados como físico-químicos. Sin embargo, los autores hemos preferido clasificarlos dentro de los pro-cesos termoquímicos en ambientes con alto contenido de humedad (Pelaez-Samaniego et al., 2013) porque en los dos casos los fenómenos

que ocurren se deben al efecto de los cambios químicos que adquiere el material en presen-cia de calor. En el proceso de explosión con vapor la biomasa es sometida a temperaturas de hasta 240 °C durante tiempos relativamente cortos (1 a 10 minutos) mediante la inyección de vapor de agua. Luego de este tiempo, el re-cipiente es rápidamente despresurizado, lo que provoca diversos cambios físicos y químicos en la biomasa: desagregación y ruptura de las fibras, despolimerización y ruptura de enlaces químicos. La rápida despresurización produ-ce evaporación del agua contenida interna-mente en las fibras lignocellulósicas, crean-do fuerzas que provocan la separación de las mismas. Los grupos acetilos de la hemicelu-losa producen ácido acético que, en las con-diciones del proceso, cataliza reacciones quí-micas de autohidrólisis. Como resultados, los enlaces químicos de la celulosa con la lignina son destruidos (al menos parcialmente), dan-do como resultados fibras más accesibles para procesos ulteriores, tales como, por ejemplo, hidrólisis enzimática. La despolimerización de la hemicelulosa produce diferentes com-puestos que son recuperados en parte con el agua de lavado al final del proceso. Esta frac-ción, rica en derivados de hemicelulosas, pue-de ser usado para la producción de azúcares y/o combustibles líquidos u otros polímeros y productos químicos de alto valor comercial. A veces son practicadas variantes del proce-so mediante la adición de catalizadores (por ejemplo ácido sulfúrico) o cambios en el me-dio de trabajo (por ejemplo, adicionando amo-níaco).

Algunas ventajas del proceso de explosión con vapor son la simpleza del método y su rapidez, relativamente bajo costo y buena fragmenta-ción de la biomasa. Como desventajas han sido mencionadas la degradación de las hemicelu-losas y la baja remoción de la lignina. Sin em-bargo, la degradación de hemicelulosas puede ser ventajosa debido a que facilita el acceso de enzimas hacia la celulosa en procesos de hi-drólisis enzimática.

46


La extracción con agua caliente, a diferencia de la explosión por vapor, usa agua en estado lí-quido. Para el proceso se usan reactores donde se coloca la biomasa y una cantidad determi-nada de agua (por ejemplo 4 veces más que la cantidad, en masa, de biomasa). Luego de her-metizado, el reactor es calentado a temperatu-ras de hasta 200 °C, donde el agua se mantiene en gran medida en estado líquido mediante el control de la temperatura. A veces se pueden superar estas condiciones, según estudios realizados en la Washington State University (Pelaez-Samaniego et al., 2014c), donde los autores han realizado pruebas hasta 220 °C. La duración del proceso es normalmente más larga que en el caso de explosión por vapor (por ejemplo de 1 a 2 horas). La Figura 2.9 muestra un ejemplo de reactor usado para la extracción con agua caliente a escala de laboratorio y los productos obtenidos. Al igual que en la explosión por vapor, la ex-tracción con agua caliente es un proceso de autohidrólisis; es decir, no se usan productos químicos externos; por esta razón estos pro-cesos han sido considerados ambientalmente más benignos que otros donde se usan pro-ductos químicos. Una potencial desventaja de estos procesos es el consumo energético para el calentamiento de los reactores y el elevado pH de los líquidos ricos en derivados de las he-micelulosas. Para neutralizar el pH y lavar los sólidos se emplea agua adicional. En los dos procesos la biomasa residual adquiere un co-lor marrón que tiende a acentuarse conforme las condiciones del proceso son más exigentes (mayores temperaturas y presiones).

Trabajos conjuntos entre la Washington Sta-te University (WSU, Pullman, WA) y la State University of New York (SUNY, Syracuse, NY) han mostrado que el proceso termoquímico de extracción con agua caliente permite separar fracciones de biomasa ricas en derivados de hemicelulosas, dejando como subproducto una fracción sólida con propiedades (por ejemplo, resistencia a la humedad) superiores a la ma-

dera original. La fracción líquida rica en he-micelulosas es transformada en químicos y combustibles (Amidon et al., 2008), mientras que la fracción sólida es usada para la produc-ción de pellets de elevada calidad o compues-tos de madera (Pelaez-Samaniego et al., 2012, Pelaez-Samaniego et al., 2013a, 2013 b, y 2013c). La lignina, por otro lado, es removida (al menos de forma parcial) más fácilmente de las fibras de la biomasa. La lignina puede ser usada para la producción de, por ejemplo, polímeros y ad-hesivos.

La importancia de combinar calor con agua para moldear la madera más fácilmente ha sido identificada desde tiempos remotos. El moldeado de estructuras de madera para pro-ducir canoas y barcos es un ejemplo de estos procesos. El moldeado de láminas de madera para fabricar instrumentos musicales como guitarras, conocida por artesanos en el Ecua-dor, es otro ejemplo del efecto del agua caliente sobre las propiedades de la madera. Sin embar-go, el potencial de estas tecnologías es grande en otros campos industriales como la produc-ción de papel, textiles, biotecnología de pro-ducción de combustibles líquidos, entre otros. La combinación de explosión con vapor o ex-tracción con agua caliente con la producción de compuestos de madera es una aplicación que despierta enorme interés en la actualidad como medio para mejorar las propiedades de los compuestos de madera (Pelaez-Samanie-go et al., 2012; Pelaez-Samaniego et al., 2013b; Pelaez-Samaniego et al., 2014a,b; Pelaez-Sa-maniego et al., 2015). El efecto positivo de la extracción con agua caliente sobre los aglo-merados de madera es la reducción enorme de la afinidad de estos productos con el agua y la reducción del hinchamiento de estos produc-tos en presencia de humedad. Las propiedades mecánicas son incrementadas (Pelaez-Sama-niego et al., 2013c), aunque algunos trabajos muestran que no hay efecto alguno. En la Fi-gura 2.10 se muestran ejemplos de aglomera-dos (particleboard) producidos con partículas de pino (especie Pinus Ponderosa) normal (iz-

47


Figura 2.9 / Ejemplo de a) reactor Parr de 2 litros de capacidad para realizar extracción con agua caliente a escala de labo-ratorio, b) mezcla de chips de madera con líquido de extracción inmediatamente después del proceso; y c) comparación de chips y polvo de madera antes (izquierda) y después (derecha) del proceso de extracción con agua caliente (Fotos: M.R.Pelaez-Samaniego).

a) c)

b)

quierda) y después del proceso de extracción con agua caliente (derecha).

Un uso adicional de materiales sometidos a extracción con agua caliente es la producción de pellets de madera para uso combustible. Una de las ventajas del proceso es la reducción del contenido de cenizas de la madera, que es

consecuencia del uso de agua para el pretra-tamiento. Sin embargo, este proceso se podría justificar si además de los pellets son produ-cidos otros productos a partir de los líquidos ricos en productos derivados de las hemicelu-losas. Estos procesos están aún en desarrollo en varias universidades y centros de investiga-ción (Pelaez-Samaniego et al., 2013a).

Figura 2.10 / Particleboard producido con pino sin tratamiento (izquierda) y con pino sometido al proceso de extracción con agua caliente (derecha) (Fotos: M.R.Pelaez-Samaniego)



48


2.3.2 / Procesos químicos y biológicos

2.3.2.1 / Procesos químicos

El biodiesel es el ejemplo clásico del empleo de procesos químicos para producir combustibles líquidos. La materia prima para producir bio-diesel debe contener abundantes cantidades de aceites (triglicéridos) que son transforma-dos (mediante procesos de transesterificación) en un combustible adecuado para su uso. Las materias primas más usadas son aceites ve-getales extraídos de plantas oleaginosas (por ejemplo soya, girasol, colza, jatropha) o aceites usados de origen animal. El biodiesel puede ser luego mezclado con diésel derivado de petróleo para operar motores diésel convencionales, en proporciones que dependen de la legislación de cada región o país, o de las características técnicas de los motores. El proceso de pro-ducción de biodiesel es relativamente simple. Normalmente se requiere sólo algún tipo de alcohol (por ejemplo metanol) y un catalizador (hidróxido sódico) para la conversión química en ésteres, como producto principal, y glicerol como subproducto. Sin embargo, el proceso puede volverse complejo debido a la presencia de gomas, ácidos grasos libres y otras impu-rezas, incluyendo color, que pueden ser más o menos abundantes en dependencia de la ma-teria prima usada. Una excelente referencia para profundizar en el tema es, por ejemplo, The Biodiesel Handbook (Knothe and Van Ger-pen, 2010).

2.3.2.2 / Procesos biológicos

La conversión de la biomasa para la produc-ción de combustibles líquidos (etanol) o ga-seosos (biogás) a través de procesos biológi-cos requiere el uso, de microorganismos. Los dos procesos biológicos más empleados son la fermentación para producir etanol y la diges-tión anaeróbica para producir biogás.

Fermentación

La fermentación es un proceso ampliamente usada para la producción de etanol de prime-ra generación a partir de caña de azúcar, maíz, etc. Los materiales empleados para producir etanol son azúcares, almidones, o celulosa/he-micelulosa. Un ejemplo conocido es el uso de la caña de azúcar para producir etanol mediante el uso de levaduras (por ejemplo del tipo Sac-charomyces cerevisiae). Sin embargo, cuando se usa madera y otros materiales lignoceluló-sicos, un paso previo es la producción de azú-cares mediante procesos de sacarificación o hidrólisis (ya sea ácida o enzimática).

Un aspecto importante a considerar en esta al-ternativa de obtención de biocombustibles es que la producción de azúcares (especialmente glucosa) a partir de materiales lignocelulósi-cos es un proceso complejo que a veces pue-de ser inhibido por la presencia de lignina y otros compuestos. La lignina puede, asimismo, actuar como una barrera a la acción de las en-zimas, lo que reduce seriamente la hidrólisis. Por este motivo, la hidrólisis es normalmen-te precedida por procesos de deslignificación para remover la lignina (al menos de manera parcial). Luego, las (largas) cadenas de celulo-sa (o proteínas, almidones y grasas) son rotas (degradadas) para producir glucosa que puede ser empleada para la producción no solo de biocombustibles (etanol, isobutanol, etc.) sino también de productos químicos de alto valor comercial.

Digestión anaeróbica

La digestión anaeróbica es un proceso en el que la materia orgánica es descompuesta por la acción de microrganismos, en ausencia de oxígeno, para producir una mezcla de gases constituida mayoritariamente por metano y CO2, con algunas impurezas y contaminantes (entre ellos H2S). El principal producto, conoci-do como biogás, es empleado como combusti-

49


ble y el otro subproducto, el material digerido, puede ser usado como abono para uso agrícola. La digestión anaeróbica puede ser empleada para procesar aguas residuales, residuos ani-males y municipales u otros materiales orgá-nicos industriales, domésticos o comerciales. Previo al proceso, esos materiales son común-mente pretratados para mezclar diferentes tipos de materiales, para adicionar agua, o re-ducir materiales inertes (por ejemplo plásticos y vidrio) y de esa manera mejorar la eficiencia del proceso (cantidad de metano obtenido res-pecto a la materia prima original).

Los equipos empleados para el proceso son co-nocidos como biodigestores. La clasificación de estos equipos puede obedecer a la temperatura de trabajo, contenido de humedad de la ma-teria usada, o número de etapas de digestión. En este sentido, cada equipo es diseñado para trabajar de manera óptima con determinados tipos de materiales únicamente y en condi-ciones particulares de trabajo. El proceso pue-de ser mesofílico (35 °C) o termofílico (55 °C), siendo los primeros los más usados en la ac-tualidad. Para profundizar en el extenso tema de la producción de biogás mediante digestión anaeróbica se recomienda, por ejemplo, el libro Bioenergy Production by Anaerobic Digestion: Using Agricultural Biomass and Organic Was-tes (Korres et al., 2013) y Burke (2001). En la Sec-ción 2.5.10 se abordan algunos elementos rela-cionados con la experiencia ecuatoriana en el tema de la producción de biogás.

2.4 / Caracterización y pretratamiento de la biomasa

La caracterización es una etapa fundamental para la comercialización, transporte, transfor-mación o uso de cualquier fuente de biomasa ya sea con fines energéticos o no energéticos, debido a que cada tipo de biomasa posee carac-terísticas físicas y químicas diferentes. La ca-racterización de la biomasa incluye estudios y pruebas de laboratorio, siguiendo procesos es-

tandarizados y reconocidos. Conocer las carac-terísticas de un material permite: a) diferenciar un tipo de biomasa de otro, b) prever el compor-tamiento del material en procesos químicos o termoquímicos, c) prever posibles efectos en los equipos usados para la transformación de la biomasa, d) predecir el rendimiento de posi-bles productos, o e) asignar valor a un material.

La caracterización de la biomasa requiere in-vestigar las siguientes propiedades: contenido de cenizas, contenido de humedad y carbón fijo (análisis inmediato); contenido de volátiles; composición elemental (carbono–C, hidróge-no–H, nitrógeno–N, oxígeno–O, y azufre–S); composición química (celulosa, hemicelulosa, lignina, materiales extractivos); poder calorífi-co (superior e inferior); tamaño de partículas; contenido de materiales extraños (por ejem-plo metales pesados); forma de las partículas; densidad. En ocasiones es también importante conocer la estabilidad térmica de un material lignocelulósico en presencia de gases inertes, lo que puede ser estudiado usando termogra-vimetría (thermogravimetry analysis–TGA). Usando TGA es posible igualmente determi-nar el contenido de volátiles y carbón fijo, además de estimar (de forma aproximada) el contenido de hemicelulosas (Ver por ejemplo García-Núñez et al., 2006). Una buena fuente de consulta sobre los métodos que se pueden emplear para la caracterización de la biomasa puede ser encontrada en el sitio web del Labo-ratorio Nacional de Energías Renovables de los Estados Unidos–NREL (National Renewable Energy Laboratory) (http://www.nrel.gov/bio-mass/analytical_procedures.html). Algunos procesos de caracterización de la biomasa des-critos y fácilmente accesibles son:

1. Determination of Acid Soluble Lignin Concentration Curve by UV-Vis Spectros-copy

2. Determination of Structural Carbohydra-tes and Lignin in Biomass

50


3. Determination of Extractives in Biomass

4. Preparation of Samples for Compositio-nal Analysis

5. Determination of Total Solids in Biomass and Total Dissolved Solids in Liquid Pro-cess samples

6. Determination of Ash in Biomass

7. Determination of Sugars, Byproducts and Degradation Products in Liquid Fraction Process Samples

8. Determination of Starch in Biomass Sam-ples by HPLC

9. Determination of Protein Content in Bio-mass

10. Rounding and Significant Figures

11. Determination of Insoluble Solids in Pre-treated Biomass Material

12. Measurement of Cellulase Activities

13. Enzymatic Saccharification of Lignoce-llulosic Biomass

14. SSF Experimental Protocols: Lignocellu-losic Biomass Hydrolysis and Fermenta-tion

La importancia de contar con resultados de análisis elementa le inmediato de la biomasa lignocelulósica radica en que, a partir de los valores de C, H y N, y de los resultados de con-tenido de humedad y cenizas, es posible deter-minar los balances de masa y, con buena apro-ximación, el poder calorífico superior e inferior, PCS y PCI, respectivamente. Para el efecto se puede usar, por ejemplo, la fórmula de Mende-liev para el PCI:

PCI = 339 C + 1030 H – 109 (O – S) – 24 W [kJ/kg],

o las fórmulas sugeridas en por Van Loo y Ko-ppejan (2008) tanto para PCS como para PCI:

PCS = 0,349 C + 1,1783 H + 1,005 S – 0,0151 N – 0,1034 O – 0,021 A [MJ/kg], base seca

PCI = PCS (1 – W/100) – 2,444 W/100 – 2,444 (H/100) * 8,936 (1 – W/100) [MJ/kg], base húmeda

Donde C, H, N, S y O, representan el porcenta-je (en masa) de Carbono, Hidrógeno, Nitrógeno y Oxígeno, respectivamente. W, por otro lado, se refiere al contenido de humedad (%) de la muestra y A se refiere al contenido de cenizas (%) (asumiendo que la muestra corresponde a base de trabajo; es decir, con contenido de hu-medad y cenizas al momento del uso) (Favor poner atención a las unidades).

Otra etapa importante previa al uso de la bio-masa es su preparación y transporte. La densi-dad y el contenido de humedad son dos aspec-tos críticos en la biomasa. La biomasa es por naturaleza un material higroscópico y su con-tenido de humedad varía siempre de un am-biente a otro con humedad relativa diferente, es decir, la biomasa tiende siempre a alcanzar un contenido de humedad en equilibrio con el ambiente (equilibrium moisture content) (Pe-laez-Samaniego et al., 2013a). Por otro lado, la densidad de los residuos de la cosecha e indus-trialización de diversos productos agrícolas es muy baja. Como referencia, la densidad bruta (en estado seco) de la cascarilla del arroz es de aproximadamente 120 kg/m3, la del bagazo de caña es de alrededor de 220 kg/m3 (Vaz Rossell, 2006), la de la paja de caña de azúcar triturada es 306 kg/m3 (Pelaez-Samaniego et al., 2011). La densidad de aserrín de madera, seco, puede ser tan baja como 200 kg/m3.

Las desventajas que presenta la biomasa para el transporte y uso combustible (alto contenido de humedad, higroscopicidad, bajo poder calo-rífico y baja densidad) pueden ser compensa-

51


das en buena medida con procesos previos a su utilización, es decir mediante operaciones de pretratamiento. El pretratamiento persi-gue preparar un material lignocelulósico para posterior conversión a través de métodos me-cánicos, térmicos, químicos o bioquímicos. La selección de un método u otro depende de va-rios factores: las características de la materia prima, el tipo de producto que se quiere obtener y el tipo de proceso que se quiere emplear y los costos del pretratamiento (Pelaez-Samaniego et al., 2013a). Las operaciones de pretratamien-to exigen, en ese sentido, conocer muy bien el material con que se va a trabajar y conocimien-to profundo de los procesos posteriores.

La complejidad del pretratamiento de la bioma-sa lignocelulósica es consecuencia de varios factores, algunos ya mencionados anterior-mente: bajo contenido energético por unidad de volumen, elevado contenido de humedad, heterogeneidad en el tamaño de partículas, presencia de compuestos que podrían inhibir procesos posteriores (exceso de cenizas, por ejemplo), dificultad de una adecuada separa-ción de la lignina, cristalinidad de la celulosa, dificultad de acceder a las células del material.

Las operaciones de pretratamiento de la bio-masa son diferentes si la intención es usarla para la producción de combustibles, como en el caso de la producción de etanol de segunda generación, donde la materia prima (madera, macro-algas, tusas de maíz, hojas de plantas de banano, etc.) presenta una estructura compleja. Materiales como el bagazo de caña de azúcar, por ejemplo, pueden no requerir pre-tratamien-to o un pretratamiento simple debido a que su uso es generalmente en el mismo sitio donde se produce y su tamaño de partícula es relati-vamente menos heterogéneo que en otros ti-pos de biomasa; sin embargo, materiales como la cascarilla de arroz, residuos de la cosecha de cacao o maíz, resultan más convenientes de transportar si algún proceso previo al trans-porte es efectuado. Estos procesos permiten “densificar” el contenido energético de la bio-

masa y, en ocasiones, reducir el contenido de humedad de manera simultánea. A continua-ción se describen brevemente algunos proce-sos de preparación o densificación energética de la biomasa.

1) Briquetado: permite compactar la bioma-sa hasta cuatro veces su densidad inicial. El proceso se realiza en prensas mecáni-cas o hidráulicas y puede requerir agluti-nantes, parafinas, etc., para lograr mejor compactación, así como algún grado de calentamiento de la biomasa. Esta puede resultar la mejor alternativa de densifi-cación energética de materiales como la cascarilla de arroz en las condiciones del Ecuador (Ver Sección 2.5.1.20). Sin embar-go, materiales con tamaño de partícula más grande podrían requerir, previo al briquetado, procesos de reducción de ta-maño de partícula.

2) Peletizado: con este proceso se obtie-nen, normalmente, formas cilíndricas compactas de menor tamaño que los bri-quetes (por ejemplo diámetro de 6 mm y longitud de 25 mm). Su uso puede resul-tar similar al uso de la biomasa que le dio origen, pero presenta la ventaja de una mayor densidad. Al igual que en el bri-quetado, este proceso se efectúa en má-quinas diseñadas específicamente para el proceso. Una alternativa que no es anali-zada en este capítulo es la posibilidad de integrar el proceso de torrefacción con otros procesos de densificación energé-tica. La combinación de torrefacción con pelletizado o briquetado presenta enorme potencial en las condiciones del Ecuador. Esta integración de procesos ha sido con-siderada como la alternativa que podría viabilizar la exportación de pellets de biomasa desde Sudamérica hasta Europa (Uslu et al., 2008). Debido a que a futuro el país podría exportar materiales ligno-celulosicos torreficados y pelletizados, es importante que se efectúen más estudios

52


de este tipo involucrando varios tipos de biomasa.

3) Trituración y molienda: permite obtener partículas muy finas con densidad mayor que la biomasa inicial. Los molinos a usar pueden ser de martillo, de disco oscilan-te, etc. La molienda puede ser aplicada a prácticamente todos los tipos de biomasa existentes. Sin embargo, en materiales como la cascarilla del arroz, la molien-da es difícil debido a la alta abrasividad del material, lo que ocasiona un rápido deterioro del equipo de molienda. Venta-josamente, el proceso de combustión en generadores de vapor convencionales no exige que la cascarilla sea molida, pues el tamaño de partículas es homogéneo. Algunos tipos de aglomerados usando cáscara de arroz tampoco requerirían tri-turación. Sin embargo, materiales con ta-maño de partícula mayor pueden requerir trituración (o molienda) para procesos de combustión, gasificación o pirólisis, para la producción de compuestos y aglomera-dos, o para la producción de combustibles de segunda generación a partir de resi-duos lignocelulósicos.

Todos los procesos de densificación energética mencionados pueden ser adecuados para los tipos de biomasa de los que dispone Ecuador desde el punto de vista técnico. La integración de estos procesos con torrefacción presenta mejores oportunidades de empleo. No obstan-te, el factor económico va a decidir sobre su viabilidad. Uno de los problemas que presenta el pretratamiento de los materiales lignocelu-lósicos previo a su uso es el costo elevado. El pretratamiento ha sido considerado el proceso que presenta mayores desafíos tecnológicos para el uso de la biomasa.

En la Sección 2.5.1.20 se muestra un análisis económico que cuantifica y compara el costo de briquetar y transportar cascarilla de arroz briquetada con el costo de transporte de la cas-

carilla in natura para uso en sistemas centrali-zados de generación de energía eléctrica.

2.4.1 / Experiencias sobre briquetado de bio-masa en Ecuador

Estudios efectuados en el país han mostrado que el briquetado de biomasa no es atractivo desde el punto de vista económico, como se confirma en la Sección 2.5.1.20. En la Hacienda La Julia del Cantón Juján, provincia del Gua-yas, se adquirió a mediados de la década de 1980 una briquetadora pequeña. Aparentemen-te, la idea era explorar la venta de briquetas a los ingenios azucareros y plantas similares. Sin embargo, debido al bajo costo nacional de los combustibles, el costo de las briquetas no era atractivo y la idea no prosperó. Hubo ade-más problemas con la higroscopicidad de las briquetas, pues después de un tiempo se des-menuzaban.

Por otro lado, en esa misma época se hicieron pruebas en un termogasificador de gas pobre en la ESPOL con tecnología adaptada de una versión del Instituto Beijer de Suecia. Esos equipos estaban limitados al uso de bloques de madera y no de material suelto como la cásca-ra de arroz, lo que provocaba taponamiento del equipo. La dificultad de ingresar en el mercado briquetas de cascarilla (por su costo) no permi-tió avanzar con el empleo de briquetas en vez de material suelto, aunque se observó que era posible el empleo de dichas briquetas. Esa ex-periencia mostró también que, aunque el equi-po funcionaba con briquetas, el alto contenido de minerales inducía a la formación de esco-rias e incrustaciones. Posteriormente la ESPOL adquirió una briquetadora a comienzo de 1990 y se efectuaron varias pruebas durante algu-nos años. Sin embargo, la baja atención a los combustibles alternativos y el bajo precio de derivados de petróleo desincentivaron trabajos posteriores. También la ESPOL efectuó intere-santes trabajos con carbón activado de cáscara de arroz y de briquetas de carbón de cáscara de

53


Material

Residuos de palma africana Fibra de palmi e Cascarilla de nuez Fibra de pulpa Raquis Concha almendra

Residuos de café Pulpa y cascarilla Cascarilla de café

Otros Concha de macadamia Cascarilla de arroz Raquis de banano Raquis de plátano Tusa de maíz duro Caña de azúcar Residuos de bambú

Los Ríos

5.35241.66654.97466.418

0

180

1103.862

47.0840

67.50800

El Oro

00000

1920

01113

29930136832

00

Pichincha

730

15.03933.366

974

024

2610656

162112

36.451624

arroz. Detalles de esos estudios reposan en los archivos del Instituto de Química y Ciencias Ambientales de la ESPOL.

2.5 / Fuentes de biomasa en Ecuador

En Ecuador se han realizado pocos trabajos re-lacionados con el levantamientos de disponi-bilidad de biomasa (ya sea residual lignoceluló-sica o para la producción de biogás). Un estudio efectuado por la Corporación para la Investi-gación Energética (CIE, 2009) ha mostrado al-gunos tipos de biomasa residual existente en las provincias de Los Ríos, El Oro y Pichincha. Los resultados son parcialmente reproducidos en la Tabla 2.2. Es interesante observar la di-versidad de materiales disponibles en cada provincia, aunque los resultados requieren ac-tualización. Los valores correspondientes a los residuos bananeros, por ejemplo, podrían ser comparados con los valores que se presentan

en la Sección 2.5.7 para analizar las razones de las diferencias. No se ha encontrado más información relacionada con inventarios de biomasa en el país adicional a la señalada. Sin embargo, podrían existir trabajos, por ejemplo de tesis en universidades del país, a las que no hemos podido acceder. Por lo tanto, el análisis que se presenta en esta sección necesita ser expandido a futuro.

A continuación se analizan algunas fuentes de biomasa en Ecuador que no son usadas o cuyo uso es parcial. Existe una gran variedad de estos materiales y no es posible abarcar to-dos, por lo que solamente son enumerados y analizados los que por su abundancia pueden ser de mayor interés. Los autores nos hemos expandido el estudio relacionado con la casca-rilla del arroz, debido a que es el material del que mayor cantidad de información se dispone (Pelaez-Samaniego, 2009).

Tabla 2.2 /Inventario de residuos lignocelulósicos en las provincias de Los Ríos, El Oro y Pichincha. Las cantidades se expresan en t de material seco (Fuente: CIE, 2009).

54


2.5.1 Cascarilla de arroz

La cascarilla de arroz, también conocida como cáscara de arroz y en algunas regiones como tamo de arroz, es el residuo obtenido durante la molienda (descascarado) del arroz. La produc-ción e industrialización del arroz origina como residuos la cascarilla y la panca (residuos de la cosecha dejados en el campo). Esta sección analiza el potencial de la cascarilla, aunque es-porádicamente se hará referencia también a la panca.

La cascarilla presenta características que di-ficultan su manipulación y uso, entre ellos se destacan su bajo peso específico y su alta abrasividad. Los métodos aún practicados en la actualidad para la disposición final de este material son diversos. La Figura 2.11 muestra algunos de esos métodos. La combustión in-controlada (Figura 2.12), en particular, es objeto de preocupación ambiental porque las cenizas no son aprovechadas y con frecuencia son dejadas en el lugar donde fueron producidas. El calor generado tampoco es aprovechado y las emisiones de CO (monóxido de carbono) pueden ser mayores que en los casos donde la combustión es efectuada en equipos apro-piados. Una muestra de ello es el color carac-terístico que presentan las cenizas luego de la quema de la cascarilla, normalmente negras (es decir ricas en carbón), sugiriendo que el proceso de combustión no fue completo.

A la resistencia a la combustión de la cascari-lla se suma su lenta biodegradación, que puede durar hasta 5 años (Mayer, 2009), lo que genera importantes cantidades de metano (CH4) si el proceso es anaeróbico. El metano es uno de los grandes causantes del efecto invernadero. La necesidad de limitar la generación de CH4 du-rante la biodegradación, la necesidad de con-trolar las emisiones de CO2 y CO producidos durante la combustión, la urgencia de corregir los métodos de disposición final, así como la necesidad de mejorar la estética de algunas zonas rurales donde la cascarilla es abando-

Figura 2.11 / Algunos métodos de disposición final de la cáscara de arroz no usada, ya sea dentro o fuera de plantas de pilado (Fotos: M.R.Peláez-Samaniego)


55


nada, son motores que impulsan un mayor uso de la cascarilla en Ecuador. No obstante, el aprovechamiento de la cascarilla trae también beneficios sociales y económicos, que resultan de la generación de puestos de trabajo en áreas rurales (como efecto de la necesidad de mani-pular, empacar, transportar, etc. este material) y la venta de energía producida, o porque se limi-ta la necesidad de energía comprada desde las redes eléctricas.

nal de diversos residuos agroindustriales, por mencionar los más importantes. No obstante, tanto productores como industrializadores de arroz muestran enorme interés en dar uso a la cascarilla de arroz buscando beneficios econó-micos y ambientales.

2.5.1.1 / Producción de arroz en Ecuador

El arroz (Oryza Sativa L.) es uno de los alimen-tos de mayor importancia en varios países del mundo y, por ese motivo, grandes extensiones de terreno son cultivadas con esta gramínea. Según datos de la FAO (2011), durante el año 2009 se cultivaron 161.420.743 hectáreas de arroz en el mundo, repartidas en alrededor de 75 países, con una producción total de 648.849.415 t de arroz (paddy). En Ecuador, el área cultivada en el año 2009 fue de 361.328 ha, de las cuales se cosecharon 350.726 ha, que permitieron ob-tener 1.371.477 t de arroz (húmedo, con sucie-dad propia de la cosecha y con cáscara) (MA-GAP, 2011), arrojando un rendimiento promedio de 3,9 t/ha. La diferencia entre área sembrada y cosechada corresponde a cultivos perdidos por sequía, salinidad excesiva del suelo y otros fenómenos naturales. El rendimiento nacio-nal promedio subió de 3 t/ha en 2004 a 4,5 t/ha en 2011 (MAGAP, 2013). Diversos factores tales como infraestructura (agua de riego y sistemas de drenaje del exceso de agua) influyen en esos resultados.

El arroz representa el principal componente alimenticio de los ecuatorianos y permite ge-nerar importantes ingresos económicos en di-versas áreas de su cadena productiva: cultivo, cosecha, industrialización, transporte y comer-cialización. Se estima que 11 % de la población económicamente activa en el sector agrícola está involucrado con el arroz (Viteri, 2007).

La producción arrocera del país está concen-trada en las provincias de Guayas y Los Ríos, que juntas participaron con alrededor de 88 % de la producción nacional en el año 2007

Figura 2.12 / Ejemplos de combustión incontrolada de cás-cara de arroz (Fotos: P. Cabrera Zenteno)

La cascarilla de arroz es usada como fuente energética solo en escala limitada en los paí-ses productores de arroz. En el caso de Ecua-dor, su aprovechamiento energético es muy bajo por diversos motivos: conveniencia de usar combustibles baratos como gas licuado de petróleo (GLP) y diésel, existencia de limi-tados incentivos a la producción de energía a partir de fuentes renovables, desconocimiento de opciones tecnológicas, escasos controles ambientales a los métodos de disposición fi-


56


(MAGAP, 2008a). No obstante, como se obser-va en la Figura 2.13, nuevas zonas de cultivo, especialmente en la provincia de Manabí, es-tán apareciendo en años recientes motivados, entre otros factores, por los precios atractivos del arroz en el mercado actual. Las provincias de Guayas y Los Ríos presentan las mejores condiciones climatológicas y geográficas para el cultivo del arroz, que va desde los 8 msnm (metros sobre el nivel del mar) en lugares como Samborondón (terrenos planos), hasta los 44 msnm en la vía Vinces-Palenque (datos toma-dos mediante GPS en visitas de campo).

rondón, que contribuyen con aproximadamen-te 63 % de los cultivos de Guayas (alrededor de 36 % del total nacional); b) en Los Ríos: Babaho-yo, Vinces, Palenque y Baba, con 11.600 ha, que suman aproximadamente 74 % de la provincia (23 % del total nacional). La producción de las zonas mencionadas es próxima al 60 % del to-tal nacional.

Las variedades de arroz cultivadas más im-portantes son INIAP-11, INIAP-14, INIAP-15, INIAP-16, F-50, F-21 y Donato. En Celi (2008) se puede obtener información relacionada con el programa del INIAP para la obtención de algu-nas variedades. El ciclo vegetativo del cultivo varía entre 130 y 140 días, en dependencia de las condiciones climáticas y de la variedad. Los métodos de cultivo de arroz practicados en el país son dos: siembra directa y siembra por trasplante. Información específica sobre el cultivo del arroz puede ser consultado en el “Manual del Cultivo del Arroz” publicado por el INIAP (2007).

Aspectos ambientales relacionados con el cul-tivo del arroz

Un elemento que al parecer no ha sido estu-diado adecuadamente en Ecuador (o al menos los autores no hemos tenido acceso a esta in-formación) tiene que ver con las emisiones de metano relacionado con el cultivo del arroz y métodos que permitan mitigar el problema. La metanogénesis, que ocurre en los barros de las tierras inundadas, está estrechamente co-rrelacionada con la temperatura del medio en que se efectúa el cultivo y pueden presentar volúmenes significativos, según muestra un estudio realizado por la EMBRAPA (2002). La cuantificación los GEI (gases de efecto inverna-dero) en el cultivo del arroz puede resultar un aspecto valioso para un cálculo ambiental más riguroso relacionado con la cadena arrocera y el aprovechamiento energético de los subpro-ductos. Este aspecto no es tomado en cuenta en este estudio.

Figura 2.13 / Área cultivada de arroz por provincias y pro-ducción nacional de arroz. Fuente: MAGAP (2013) en: http://servicios.agricultura.gob.ec/sinagap/index.php/superfi-cie-produccion-y-rendimiento

Dentro de las provincias mencionadas, los can-tones que más arroz cultivan son: a) en Guayas: Daule, Santa Lucía, Yaguachi, Salitre y Sambo-

57


2.5.1.2 / Localización de las plantas de procesa-miento de arroz y capacidad instalada

En general, las plantas de pilado de arroz se concentran en las zonas de producción del arroz, lo que favorece a disminuir costos de transporte de la materia prima hasta las plan-tas. No obstante, hay excepciones, como el caso de Lomas de Sargentillo, Nobol y Colimes, regiones caracterizadas por una alta capacidad de pilado de arroz, pero con pocos cultivos. En este caso, el arroz es traído de zonas cercanas (por ejemplo del Proyecto Jaime Roldós Agui-lera, aproximadamente a 20 km de distancia, y de otras zonas de cultivo en Daule, y otros can-tones).

Las plantas de industrialización del arroz se clasifican por categoría. Aquellas con capa-cidad de pilado4 mayor a 20 quintales/h (909 kg/h), se denominan de primera categoría (o categoría 1) y, todas las piladoras con capaci-

dad menor que 20 quintales/h son conocidas como de segunda categoría (o categoría 2). La capacidad de pilado (descascarado) de arroz por cantones en quintales por hora es presen-tado en la Figura 2.14, donde se han especifi-cado todos los cantones con capacidad supe-rior a 600 quintales/h; los restantes cantones han sido considerados en un solo bloque como “Otros cantones”. Se puede observar que Baba-hoyo, Daule y Salitre son los de mayor capaci-dad instalada. La ubicación de la piladora de PRONACA en Babahoyo influye en la estadísti-ca de este cantón.

La capacidad instalada de pilado a nivel na-cional en el año 2008 era de 32.138 quintales/h, equivalente a 1.460 t/h (referida a arroz tal como es recogido en el campo). Aproximada-mente 79,5 % corresponde a Guayas y Los Ríos. Para un proceso de pilado constante durante 260 días laborables en el año, si fuera posible, y en un turno de trabajo, la producción de arroz

4 La unidad quintales/hora es comúnmente em-pleada entre los industrializadores del arroz (1 quintal cor-responde a 100 libras)

Figura 2.14 / Capacidad de procesamiento de arroz instalada por cantones.Fuente: MAGAP (2008b)

58


pilado que se podría alcanzar es de aproxima-damente 66.847.040 quintales/año, esto es más de 3.030.500 t/año. En el año 2007 se procesa-ron 1.100.242 t de arroz seco y limpio, lo que permite afirmar que actualmente se usa solo 36 % de la capacidad de descascarado insta-lada y que el país está en condiciones de au-mentar considerablemente los volúmenes de

industrialización y cultivo de arroz, pues existe infraestructura para el proceso de descascara-do y terrenos con potencial para cultivar más arroz. No obstante, si se expanden los cultivos es necesario también buscar mercados para el producto e incrementar la capacidad de alma-cenamiento de la mayoría de las plantas de pi-lado del arroz.

Figura 2.15 / DPO de una piladora (panta de descascarado) típica en el Ecuador.

59


2.5.1.3 / Proceso de industrialización del arroz

La tecnología implementada en las diferentes piladoras del país varía grandemente, lo que tiene que ver con los niveles de tecnificación de las plantas de pilado; normalmente, las plantas de mayor capacidad poseen también mejor infraestructura para sus procesos. En las secciones siguientes se mencionan las condi-ciones de operación “medias” o estándar de una planta de pilado. En la Figura 2.15 se presenta el Diagrama de Procesos y Operaciones (DPO) de una piladora típica. En la práctica pueden existir variantes en el proceso de pilado de una piladora a otra.

2.5.1.4 Secado del arroz y combustibles usados

El arroz cosechado y recibido en las plantas de pilado presenta humedad de aproximadamen-te 28 % en invierno y 22 % en verano (dato pro-porcionado por plantas de pilado), por lo que el primer paso que se realiza en estas plantas es el secado. El objetivo es disminuir el contenido de humedad hasta alrededor de 12 % (tolerable hasta 14 %), lo que permitirá su posterior alma-cenamiento sin riesgos de fermentación es-pontánea y/o el descascarado (pilado). Los pro-cesos de secado se realizan, en la mayoría se las plantas, mediante secadores que usan aire caliente, mientras que una cantidad menor de plantas secan el arroz aprovechando el sol. A veces se combinan los dos métodos de secado.El tiempo de secado en sistemas de convec-ción (procesos con aire caliente) depende de factores climáticos y puede llegar a 30 y 36 ho-ras en verano e invierno, respectivamente.

Los combustibles usados para el secado for-zado son una mezcla de cascarilla del propio arroz, gas licuado de petróleo (GLP) y espo-rádicamente diésel. Algunas empresas usan a veces combinación de combustibles. Sin embargo, hay plantas de categoría 2 que se

caracterizan por usar solamente cascarilla como combustible (a veces combinado con secado al sol), así como existen piladoras que secan todo el arroz al sol. En el caso de pilado-ras de la categoría 1, existen algunas que se-can el arroz y esporádicamente otros produc-tos (maíz y soya) quemando exclusivamente cascarilla. El tiempo de secado usando GLP es un factor importante para los productores, pues puede resultar ligeramente más corto que cuando se usa aire calentado mediante la combustión de cascarilla. No ha sido posible cuantificar los porcentajes de cada combusti-ble a escala nacional.

El uso de la cascarilla para secar arroz se ca-racteriza por un matiz regional. La zona que menos ha implantado su utilización es, al pa-recer, Yaguachi y otras zonas de Guayas, mien-tras que Babahoyo es donde se aprecia un ma-yor uso de cascarilla para secar arroz.

Se ha identificado también que algunas peque-ñas piladoras usan diésel como combustible para motores empleados en el accionamiento de los sistemas de pilado, esto es, los motores eléctricos comunes en una planta de pilado han sido desplazados por motores diésel. Nor-malmente, un solo motor puede accionar el sis-tema completo de pilado, es decir, los sistemas de alimentación, transporte (cangilones), tami-zado, descascarado y pulido. El diésel es usa-do además para accionar el motor Diésel que mueve el ventilador de tiro forzado empleado en la circulación del aire en el proceso de seca-do. Para quienes han implantado este esquema de funcionamiento de las plantas (todas de pe-queña capacidad), el uso del diésel favorece en sus costos de producción, cuando se compara con el costo de pilado usando energía eléctri-ca. No obstante, este elemento se presta para discusión, pues las paras por mantenimiento, al parecer, no son contabilizadas adecuada-mente.

60


Indicador

kg cascarilla/kg arroz húmedokg de cascarilla/kg arroz secokg de polvillo/kg arroz seco kg de arrocillo/kg arroz secokg de arrocillo fino/kg de arroz seco

Valor

aproximadamente 0,40aproximadamente 0,20aproximadamente 0,05aproximadamente 0,05aproximadamente 0,025

2.5.1.5 / Balance de materiales y energía en el secado e industrialización del arroz

Debido a que la humedad del arroz no es cons-tante durante todo el año, estimar el contenido promedio de cascarilla en cada kilogramo de arroz húmedo no es tarea simple. Un criterio que usa el Ministerio de Agricultura, Ganade-ría, Acuacultura y Pesca (MAGAP) es el mane-jo de factores de conversión para facilitar el cálculo de algunos indicadores. Estos factores no coinciden necesariamente con el porcenta-je de humedad del arroz en cada etapa de su industrialización, pero se han adoptado como criterio válido. Los valores de estos factores de conversión son: 0,8024 para convertir de arroz húmedo y “sucio” (con partículas extrañas pro-pias de la cosecha) a arroz en cáscara seco y “limpio”; y, 0,63 para convertir de arroz en cás-cara a arroz pilado (listo para ser comercializa-do). Haciendo uso de esos índices y/o de datos proporcionados por determinadas piladoras, algunos indicadores resultantes del balance de masa son presentados en la Tabla 2.3.

Los valores de energía consumida para el pro-cesamiento de cada kilogramo de arroz se presentan en la Tabla 2.4. Estos indicadores se han obtenido a partir de cálculos tomando en cuenta datos proporcionados por dos empre-sas de pilado de primera categoría en Babaho-yo. Estos valores son bastante próximos a los de otra piladora visitada en Guayas (Lomas de Sargentillo) por lo que se han adoptado como referencia. En el caso del indicador kWh/kg arroz húmedo, este ha sido comparado con datos de plantas del sur de Brasil, donde este índice es 0.10 (CIENTEC, 1986), mostrando que existe bastante similitud en el indicador. No obstante, la tendencia brasilera es hacia la disminución en el consumo de energía como muestra un estudio de Mayer (2009), según el cual este indicador puede ser en la actualidad tan bajo como 0,051 kWh/kg de arroz, aspec-to que puede ser tomado como referencia en nuestro país.

Tabla 2.3 / Resultados de los balances de masa.

Indicador

kW-h / kg arroz húmedo (*)kg GLP/ kg arroz húmedo (**)kg cascarilla/kg arroz húmedo (**)

Valor

De 0,105 a 0,107Aprox. de 0,06 (invierno) a 0,05 (verano)Aprox. de 0,10 (invierno) a 0,08 (verano)

(*) Energía elé�rica consumida para procesar un kg de arroz húmedo.(**) E�e valor se refiere a cascarilla o GLP usados solo para secado de arroz

Tabla 2.4 / Resultados del balance de energía en una pila-dora de primera categoría.

61


2.5.1.6 / Usos de la panca

El rendimiento de los residuos de la cosecha del arroz (panca) no presenta diferencia signifi-cativa entre las variedades cultivadas. Datos de campo señalan que una hectárea de arroz cul-tivada rinde aproximadamente una tonelada de panca seca (Paca, 2008). En las visitas rea-lizadas a los cultivos de arroz se ha podido ob-servar que el uso para la panca es diferente en cada región. En Guayas, parte de los residuos de la cosecha son aprovechados parcialmente como pasto para el ganado. Posteriormente, los residuos que deja el ganado en el suelo son quemados. En Los Ríos la panca es quemada en menor cantidad, ya que se aprovecha como abono para el mismo suelo al ser mezclado con la tierra durante el arado mecanizado. Las ca-racterísticas de los suelos son diferentes entre estas dos provincias. En Los Ríos el suelo es, en general, menos arcilloso que en Guayas, factor que permite mejor mezclado de la panca con la tierra. A pesar de los usos descritos, cuando el corte del arroz es manual, una gran parte de la panca es depositada en los bordes de las zonas de cultivo sin darse utilidad alguna.

Desde un punto de vista agrícola, el uso de la panca en los propios cultivos de arroz es nece-sario, pues aporta con importantes cantidades de materia orgánica al terreno, que de otra for-ma debe ser obtenida a partir de abonos artifi-ciales. Por ese motivo, los técnicos del MAGAP recomiendan no quemar ese residuo sino de-jarlo en el suelo y mezclarlo con la tierra (Paca, 2008). Factores culturales y, probablemente, di-ficultades de mezclar adecuadamente la panca con la tierra cuando esta resulta muy arcillosa, no han permitido que esta recomendación sea llevada a la práctica, pues se estima que has-ta 80% de la panca es actualmente quemada (Paca, 2008). La panca es usada también como alimento de ganado en otros países (por ejem-plo en el sur de Brasil).

2.5.1.7 / Disponibilidad de cáscara de arroz y potencial energético

El peso de la cáscara representa aproximada-mente un quinto del peso total del grano sin descascarar, aunque puede variar desde 16 hasta 26 % (Tinarelli, 1989), en dependencia fundamentalmente de la variedad cultivada y del grado de maduración del grano. Procesa-dores de la gramínea en Ecuador y fuentes del MAGAP afirman que para diversos cálculos, y basados en la experiencia, es aceptable traba-jar con un porcentaje de 20 % de contenido de cáscara dentro del arroz seco sin pilar.Hacien-do uso de este valor se ha determinado que en el año 2007, que se tomará como referencia, existieron aproximadamente 220.000 t de cas-carilla disponible luego del proceso de pilado (esto es 20 % del arroz seco y en cáscara pro-ducido en ese año). Considerando que el Poder Calorífico Inferior de la cascarilla (13,58 MJ/kg), el potencial energético bruto a nivel nacional es aproximadamente 3 PJ/año. Este valor pue-de ser, en la actualidad, ligeramente superior debido a los mayores volúmenes de arroz pro-ducido (ver figura 2.13)

En la actualidad existen un número limitado de plantas de pilado que usan este combustible para el secado del arroz mediante combustión en sistemas de calentamiento de aire. Adicio-nalmente, hay una demanda pequeña de cás-cara para otros usos, principalmente en gran-jas avícolas y floricultoras, quienes recogen la cascarilla directamente en las plantas de pila-do, en unos casos sin costo y a veces pagando valores entre 20 y 30 USD por camión cargado (aproximadamente 6 t). Para efectos de cálcu-los se ha estimado que 35 % de la cascarilla es utilizada para los usos descritos; este porcenta-je coincide con las estadísticas que se manejan en algunas piladoras. Se ha identificado que al-gunas piladoras usan hasta 50% de la cascarilla y, excepcionalmente, hasta 100% de la misma, como ocurre en la piladora de Pronaca (Baba-hoyo) y en otras de Samborondón.

62


A lo descrito es necesario añadir el hecho de que ese material se encuentra disperso, lo que exige restringir el análisis a las zonas con ma-yor perspectiva de uso energético de la casca-rilla, esto es Guayas y Los Ríos (provincias res-ponsables por 88 % de la producción nacional de arroz), donde al menos 70 % de la cascarilla disponible puede ser usada (el 30 % restante presenta dificultades de recolección debido a las distancias relativas entre plantas o por-que, cuando son dispuestas en los patios de las plantas, parte de la cáscara se pierde con el viento o con agua lluvia, entre otros factores). Al hacer estas consideraciones, el potencial energético real de la cascarilla con posibilida-des de uso en estas dos provincias es aproxi-madamente 1,2 PJ/año. Este valor se usará para los cálculos posteriores.

2.5.1.8 / Propiedades físicas y químicas de la cascarilla de arroz

Durante la ejecución del estudio para analizar opciones de uso energético de la cascarilla en Ecuador, fueron tomadas muestras representa-tivas de cáscara en piladoras de Guayas y Los

Ríos. El objetivo fue realizar un análisis físico y químico para determinar las propiedades que este material presenta y comparar estos re-sultados con los reportados en la bibliografía. Conocer las diferentes propiedades de la cas-carilla permitirá incluir en el análisis las po-sibles dificultades que pueden aparecer en los procesos de termoconversión energética de la cascarilla.

El análisis de la cascarilla de arroz y sus ce-nizas fue realizado en los laboratorios de la Asociación Brasileña de Cementos Portland (ABCP), en São Paulo, Brasil (Tabla 2.5). Por cuestiones logísticas que dificultan transportar varias muestras hacia Brasil se decidió enviar únicamente dos muestras de cascarilla: una obtenida en Los Ríos y una obtenida en Gua-yas. Debido a la alta similitud de resultados se reporta el valor medio. Los resultados del aná-lisis de la muestra del presente estudio (19.90 % de cenizas, Tabla 1.15) coinciden con los re-portados por Mansaray et al. (1999), Souza et al. (2007) y Jenkins et al. (1998). El valor obtenido en este estudio es aproximadamente igual al que se maneja como referencia a nivel de in-dustrializadores de arroz en Ecuador.

Tabla 2.5 / Características de la cáscara de arroz.

HumedadVolátiles (*)

Cenizas (*)Carbono fijo (*)

CSNHO

Valor

10,3369,42

19,9011,10

47,290,050,18

5,0247,45

Componente

(*) % másico en base seca

Análisis Inmediato (%)

Composición elemental(% en base seca y

libre de ceniza)

63


2.5.1.9 / Composición de las cenizas de la com-bustión de la cascarilla de arroz

Existen cantidades muy altas de cenizas ge-neradas por la combustión de cáscara de arroz (Ver Figura 2.16), sobre todo dentro de las plantas de descascarado. Las cenizas están compuestas, básicamente, por sílice, potasio, carbón, calcio, fósforo, entre otros elementos. Desde el punto de vista médico, la sílice pue-de causar silicosis, de ahí la importancia de un adecuado manejo de las cenizas en los lugares de producción.

Algunos compuestos presentes en las cenizas son conocidos por ser micro-nutrientes que pueden ser reciclados como fertilizantes en el proceso de producción de arroz, como se hace actualmente en pequeña escala. Sin embargo, no existen estudios detallados que recomien-den, por ejemplo, las dosis adecuadas de ceni-zas a agregar por hectárea de arroz cultivado en las condiciones de cada suelo. Es necesario incursionar en estudios de este tipo en el país. Una discusión sobre los posibles usos de las ce-nizas de la combustión de la cáscara de arroz se puede encontrar en Foletto (2005).

Un análisis visual efectuado a las cenizas pro-ducidas en las zonas arroceras del país mostró que estas pueden presentar diferente colora-ción: negra, blanca o, menos frecuentemente, lila. El color negro denota presencia de carbón, lo que significa que el proceso de combustión no fue completo. El color blanco tiene que ver con una elevada presencia de Sílice y otros elementos como Potasio (K) y Fósforo (P); es el color que debería presentar toda muestra de ceniza de la cascarilla cuando ha sido comple-tamente quemada. La ceniza de color lila se debe a la posible presencia de hierro (Fe).

En la Tabla 2.6 se presenta la composición de las cenizas residuales de la combustión de la cáscara del arroz según Armesto et al. (2002) y Jenkins et al. (1998). A la derecha (columna

3) se han colocado los resultados efectuados a la muestra de las cenizas de la combustión de la cascarilla ecuatoriana enviada para los La-boratorios de la ABCP, en São Paulo. Los resul-tados fueron obtenidos mediante un análisis espectrométrico semi-cuantitativo. De acuer-do con los valores de la Tabla 2.6, las cenizas de la cascarilla del arroz producido en nuestro país presenta mayor cantidad de Silicio (Si) y menor cantidad de K (Potasio) y P (Fósforo) que la ceniza resultante de la combustión del arroz en España (Armesto et al., 2002). Diversos fac-tores (suelo, fertilizantes, variedades de arroz, método de cosecha) pueden influir en la com-posición final de las cenizas de la cascarilla. La presencia de Trióxido de Azufre (SO3), conocido también como óxido sulfúrico, aparentemen-te no es elevada (0,72 %). Sin embargo, cuando este compuesto entra en contacto con el aire se hidrata y produce vapores o puede reaccio-

Figura 2.16 / Ejemplos de disponibilidad y métodos de dis-posición de cenizas producidas por la combustión de cas-carilla de arroz (Fotos: Paola Cabrera-Zenteno).

64


nar con el agua y formar ácido sulfúrico (H2SO4) (ATSDR, 1999). La presencia de H2SO4 puede de-teriorar las estructuras metálicas de los equi-pos, las chimeneas, etc., aspecto que no ha sido considerado y controlado hasta la actualidad. Futuros estudios podrían determinar el grado de afección del trióxido de azufre en las plan-tas de pilado.

2.5.1.10 / Identificación de las mayores zonas generadoras de cascarilla de arroz

Un aspecto que facilitaría los cálculos para de-terminar el potencial de generación de energía eléctrica usando cascarilla es determinar si existe relación entre cascarilla producida por cantones con la capacidad instalada de produc-ción de arroz en los mismos cantones. No obs-tante, las estadísticas obtenidas en el MAGAP y

sus Delegaciones Provinciales en Guayas y Los Ríos no muestran una relación directa entre arroz producido por cantones y capacidad ins-talada. Consultas efectuadas con personas de las delegaciones citadas recomiendan trabajar con datos de capacidad instalada, que refleja de mejor manera los volúmenes de pilado por cantón, por lo que se ha optado por esa alterna-tiva. Obedeciendo a ese criterio se han efectua-do los cálculos de disponibilidad de cascarilla de arroz indicados en la Tabla 2.7.

De la Tabla 2.7 se desprende que alrededor de 79,5 % de la cascarilla producida corresponde a Guayas y Los Ríos. En dicha tabla es posible observar también la cantidad estimada de cas-carilla producida en el año 2007 por algunos cantones y el porcentaje de participación por cantón respecto al total nacional.

Composición(1)

87,75,4

-3,71,30,80,20,1

-------

560603

(3)

93,881,920,15

0,650,700,350,190,140,720,160,010,020,040,08

---

(2)

91,423,710,780,433,21

<0,0210,210,140,72

-----

0,02--

Componente

SiO2 %K2O %Al2O3 %P2O5 %CaO %MgO %Na2O %Fe2O3 %SO3 %MnO %NiO %CuO %ZnO %PbO %TiO2 %Cr ppmZn ppm

(1) Arme�o et al. (2002); (2) Jenkins et al. (1998); (3) Resultados del análisis efe�uado en la ABCP (São Paulo, Brasil) a mue�ras de cascarilla recole�adas en Guayas.

Tabla 2.6 / Composición de las cenizas de la combustión de la cascarilla de arroz.

65


2.5.1.11 / Cuantificación del destino de la casca-rilla de arroz en las condiciones actuales

Aproximadamente 35 % (77.000 t) de la casca-rilla (seca) generada a nivel nacional en el año 2007 ya se usa en la actualidad, de acuerdo con estimaciones efectuadas a partir de datos pro-porcionados por empresas de pilado de arroz. Las 143.000 t restantes se ha estimado que tie-ne los siguientes destinos:

i) 50 % de la cáscara es quemada sin aprove-chamiento del calor dentro de las propias plantas de pilado.

ii) 15 % es dispuesta en los bordes de las ca-rreteras (sin ser quemada).

iii) 15 % es dispuesta y quemada en terrenos fuera de las plantas de pilado.

iv) 10 % es quemada en los bordes de las ca-rreteras.

v) 5 % es perdida por efectos de arrastre del viento.

vi) 5 % es arrastrada por ríos y esteros cer-canos a las plantas de pilado (de manera casual o provocada).

Las estimaciones presentadas se basan en ob-servaciones efectuadas durante las visitas a las zonas de industrialización del arroz y en datos proporcionados por algunas piladoras.

2.5.1.12 / Procesos termoquímicos aplicables al uso energético de la cascarilla de arroz

La combustión es el proceso más generaliza-do para aprovechar el contenido energético de la cascarilla de arroz en diversas regiones del mundo. Dicho proceso forma parte de ciclos Rankine (por ejemplo, en el sur de Brasil) o en

Tabla 2.7 / Disponibilidad de cascarilla en algunos cantones, de acuerdo con la capacidad de pilado instalada (referido al año 2007).

Provincia

GuayasGuayasGuayasGuayasGuayasGuayasGuayasLos RíosLos RíosLos RíosLos RíosLos RíosLos RíosLos RíosGuayas + Los RíosOtras provincias

TOTAL NACIONAL

Cantón

DauleSalitreYaguachiSanta LucíaSamborondónLomas SargentilloBaquerizo MorenoBabahoyoVincesVentanasQuevedoBabaMontalvoPuebloviejoOtros cantones

qq/h(arroz)

2.5682.4161.5121.4581.258

764665

2.6331.5981.223

903670651605

6.6196.585

32.128

t/h(arroz)

116,7109,8

68,766,357,234,730,2119,772,655,641,030,529,627,5

300,9299,3

1.460,4

t/h(cascarilla)

23,3521,9613,7513,2511,446,956,05

23,9414,5311,128,216,095,925,5060,17

59,86

292,07

% re�e�o altotal nacional

8,0%7,5%4,7%4,5%3,9%2,4%2,1%

8,2%5,0%3,8%2,8%2,1%

2,0%1,9%

20,6%20,5%

100 %

Elaborado a partir de datos obtenidos de MAGAP (2008b).

66


esquemas practicados en Asia usando máqui-nas de vapor.

1) Máquinas reciprocantes de vapor en sis-temas para aprovechar la cascarilla de arroz. Esta alternativa, practicada en Tai-landia, usa el vapor generado en calderas para el accionamiento de máquinas de vapor que a su vez accionan generadores eléctricos. En estos sistemas la eficiencia total está en torno de 5 a 7 % (Sookkum-nerd et al., 2005). Los análisis económicos efectuados por el citado autor muestran que plantas de pilado de 45 a 120 t/día de capacidad instalada son financieramente atractivas para inversiones en sistemas basados en máquinas de vapor para la ge-neración de energía eléctrica en las con-diciones de aquel país, cuando las máqui-nas operan de manera continua durante todo el año (Sookkumnerd et al., 2005). En Ecuador existe un grupo importante de piladoras con capacidad de pilado mayor o igual a 45 t/día (alrededor de 70 plantas) (MAGAP, 2008c), no obstante, la viabilidad económica se ve afectada por el tiempo de operación promedio de las piladoras en nuestro país que es muy bajo. Según Mayer (2009) una máquina reciprocante de vapor acoplada a un generador eléctri-co operando en una piladora de arroz en el sur de Brasil, presentó un rendimien-to promedio de 2,84 %. Sin embargo, de acuerdo con el autor, la energía eléctrica generada por el sistema presenta oscila-ción en la frecuencia, afectando las má-quinas electrónicas de selección de arroz.

2) Otra alternativa, usando también má-quinas de vapor, es la tecnología alema-na SPILLING (2008), recomendados para sistemas combinados de generación de energía y calor (CHP). Pero estos sistemas no pueden ser aplicados en las piladoras de arroz en Ecuador por la falta de con-sumidores de vapor de baja presión alre-dedor de las plantas. Adicionalmente, no

se han encontrado usos comerciales de estos sistemas operando con cascarilla de arroz en condiciones similares a las de Ecuador y no se ha profundizado en el análisis de la viabilidad económica de la propuesta.

3) Ciclos Rankine, que es el esquema más conocido para aprovechamiento de la bio-masa. Puede ser aplicado en ciclos combi-nados o simples. El segundo caso presenta interés para ser implantado en las condi-ciones de Ecuador. El uso de turbinas de vapor en estas condiciones puede resultar no atractivo en instalaciones de baja capa-cidad, desde el punto de vista económico, aspecto que debe ser evaluado.

La combustión de la cascarilla de arroz genera un subproducto importante y abundante: las cenizas, pero no se han realizado estudios para un uso completo en Ecuador. La calidad de las cenizas está dada, generalmente, por el grado de pureza de la sílice, factor que debe ser mejo-rado y/o estandarizado en el país, pensando en posibles usos, por ejemplo, en la industria del cemento, de la producción de vidrio e incluso para producir Silicio (como fuente de materia prima para construir paneles fotovoltaicos, por citar una aplicación). Otro posible uso de las cenizas es en la agricultura; el propio cultivo del arroz podría aprovechar parcialmente algu-nos nutrientes presentes en las cenizas.

A pesar del enfoque hacia el uso energético de los residuos de la agroindustria que se da en este capítulo, es importante mencionar otros posibles usos de dichos residuos. En el caso de la cáscara de arroz, un campo de aplicación es el sector de los materiales de construcción (fabricación de cemento, bloques, aglomerados, etc.). La presencia de silicato en la cascarilla puede definir varios usos. Algunas ladrilleras artesanales de la costa emplean la ceniza para mejorar la estabilidad del bloque húmedo re-cién formado de tierra arcillosa cuando la cali-dad de la tierra es inapropiada. Debido a la difi-

67


cultad de muchos artesanos de acceder a tierra de buena calidad, el empleo de la ceniza de la cascarilla de arroz se convierte en una impor-tante opción de empleo en este sector.

En la Figura 2.17 se presenta un esquema sim-plificado del sistema de combustión de cáscara de arroz más empleado en Ecuador para produ-cir calor destinado al secado del propio arroz y de otros productos. La alimentación puede ser efectuada de manera manual o mecanizada y la recolección de las cenizas puede ser auto-matizada o no.

2.5.1.13 / Combustión de la cáscara de arroz para generación eléctrica

Conforme se había expresado antes, para el aprovechamiento energético de la cáscara de arroz buscando la generación de energía eléc-trica se propone el proceso de combustión, pro-ceso que puede ser implantado en diferentes esquemas. En las siguientes secciones se discu-ten algunos esquemas que podrían resultar de interés en las condiciones actuales del país. En rasgos generales, dichas propuestas son:

1) Generación de energía eléctrica en sis-temas centralizados basados en ciclos Rankine, estratégicamente ubicados en determinados cantones.

2) Generación de energía eléctrica dentro de las plantas de pilado en sistemas Ran-kine de menor escala, adecuados al tama-ño de las plantas de industrialización del arroz. Estos sistemas en Brasil reciben el nombre de MCT (Micro Centrales Ter-moeléctricas).

3) Uso de una parte de la cascarilla produci-da para el secado del arroz en sustitución del GLP, en piladoras donde actualmente no hay uso abundante de cascarilla para este fin.

Las alternativas propuestas se discuten en las secciones siguientes. En general, estas pro-puestas se fundamentan en estos criterios:

a) No hay demanda insatisfecha de ener-gía eléctrica en las zonas productoras e industrializadoras de arroz; o, si existe, la demanda insatisfecha local es baja, por

Silo decascarilla

Tran�orte yalimentación decascarilla

Salida de cenizas

Quemador decascarilla

Salida de aire caliente

Ventilador

Salida de gasesde combu�ión

Figura 2.17 / Esquema de un sistema de combustión de cascarilla de arroz.

68


lo que no hay un mercado puntual que pueda consumir esa energía de manera aislada del SNI (Sistema Nacional Inter-conectado); por eso, si la energía eléctrica es generada en sistemas grandes fuera de las piladoras, lo mejor es exportarla a la red del SNI.

b) No existe posibilidad de implantar siste-mas de cogeneración en las plantas de pi-lado, por el hecho de que no existen usos actuales o potenciales para el vapor de baja presión. Las opciones para usar va-por de baja presión podrían ser la produc-ción de arroz precocido y de arroz parbo-lizado, pero no existe en el país suficiente mercado para estos productos. Otro po-sible uso podría ser el calentamiento del aire para el secado del arroz, no obstan-te eso significa cambiar radicalmente la concepción de secado practicado en las piladoras, factor que puede generar difi-cultades para su implantación.

c) En la actualidad no es recomendable la implantación del sistema de cogenera-ción en plantas de mayor tamaño basada en generación centralizada, debido a las dificultades de transportar vapor de baja presión a los posibles centros de consumo y de reutilizar los condensados en ciclos cerrados. Para viabilizar esta alternativa es importante definir un mercado cerca-no (junto a la planta térmica) que vaya a demandar del vapor de baja presión para sus procesos, creando así un esquema de cogeneración. No obstante, esta posibili-dad podría no ser viable desde el punto de vista económico.

2.5.1.14 / Generación eléctrica en sistemas centralizados

Esta opción propone instalar plantas centra-lizadas de capacidad de generación adapta-da al volumen de cascarilla producida en una

determinada región geográfica. Cada planta térmica centralizada debe estar localizada de manera más o menos equidistante de los can-tones donde se ubican las piladoras de arroz (a esos cantones se les ha llamado cantones sa-télite). La gran ventaja de esta propuesta es el beneficio que se consigue con la aplicación de economías de escala, al trabajar con plantas de generación eléctrica de mayor tamaño.

Un análisis relacionado con la propuesta su-giere cuatro regiones con potencial para apli-car este esquema:

i) Zona Dauleii) Zona Samborondóniii) Zona Babahoyoiv) Zona Vinces

La Tabla 2.8 muestra la cascarilla disponible en cada zona mencionada en un año (referido a 2007), la energía que es posible generar con esa cascarilla, y potencia nominal de la plan-ta a instalar en esas condiciones. Los valores de potencia nominal están de acuerdo con la capacidad que los fabricantes de equipos po-drían proveer. Para los cálculos de la genera-ción eléctrica anual mostrada en la Tabla 2.8, se ha utilizado un valor referencial de eficien-cia total del proceso de 15 % (valor obtenido de informaciones sobre la operación real de plan-tas bajo este esquema en el sur de Brasil) y se ha trabajado con un factor de utilización de la planta de 0,74, correspondiente a 6.480 horas/año de funcionamiento real de la planta (cri-terios como la no disponibilidad de cascarilla durante el año, necesidad de mantenimiento, severidad del invierno en los meses de diciem-bre, enero y febrero, etc., obligan a trabajar con ese factor bajo).

Como se observa en la Tabla 2.8, la cascarilla empleada a nivel nacional para la generación de electricidad bajo el esquema propuesto al-canza 44,5 %, valor que sumado a los 35 % que al parecer ya se usan en la actualidad, bordean 80 %. La diferencia presenta dificultades serias

69


para ser utilizado (al menos bajo el esquema propuesto) debido a las distancias y la baja con-centración de material, factores que vuelven difícil el aprovechamiento de la cascarilla de arroz para la producción de energía eléctrica.

En cuanto a la necesidad de terrenos para la implantación de estos esquemas, un dato que podría servir de referencia es que, para la ins-talación de una planta térmica de 2 a 3,5 MW se requiere espacios con área aproximada de 10.000 m2 (1 ha), de acuerdo con la experiencia de plantas montadas en Brasil. Esta área per-mite descarga y almacenamiento de la casca-rilla, así como el funcionamiento de la planta.

2.5.1.15 / Generación de energía eléctrica den-tro de las piladoras de arroz

En este esquema se analiza la viabilidad de im-plementar plantas de generación termoeléctri-ca dentro de las piladoras, usando únicamente la cáscara generada en sus instalaciones. La ventaja en estos esquemas es la posibilidad de emplear los gases que salen del generador de vapor para calentar aire para el secado del arroz. Adicionalmente, no hay costos de trans-porte de material. Evitar el costo de transporte implica lucros no operacionales para la propia piladora.

Para el efecto, en la siguiente sección será efec-tuado un análisis en una piladora de primera categoría ubicada en Babahoyo, cuya produc-ción de arroz pilado es 12.300 t/año, repartidos

UbicaciónZona

Daule

Babahoyo

Samborondón

Vinces

TOTAL:

Cáscaradi�onible

(kg/año)

27.349.600

17.818.100

11.942.700

6.513.600

63.624.000

Potencial degeneraciónde energía

(MWh)

15.471

10.079

6.756

3.685

35.991

PotenciaNominal

(MW)

2,4

1,6

1,0

0,6

5,6

Cantones involucrados

Daule, Salitre, Santa Lucía, Lomas de Sargentillo, Paleina, Colimes y Nobol

Baba, Baquerizo Moreno, Montalvo, Pueblo Viejoy Simón Bolívar

Yaguachi, Samborondón, Eloy Alfaro (Durán) y Milagro

Vinces y Palenque

% deltotal

nacional

19,1

8,35

12,5

4,6

44,55

Tabla 2.8 /Disponibilidad de cascarilla de arroz, energía generada en un año, potencia nominal de cada planta térmica y cantones involucrados.

70


de la siguiente manera: 5.000 t son procesadas en los meses de Mayo, Junio y Julio y 7.300 t de arroz son pilados en los meses restantes del año.

2.5.1.16 / Uso de la cascarilla para secado del arroz

En esta sección se efectúa un análisis de las opciones de sustituir GLP por cascarilla para el secado del arroz en la misma piladora seleccio-nada en la Sección 2.5.1.15, a la cual se le deno-minará piladora A.

Según se mostró anteriormente (sección 2.5.1.5), para secar un kg de arroz se requiere de 0,06 kg de GLP o 0,10 kg de cascarilla. Con base en estos datos, para secar el arroz producido en la piladora A, se requiere 1.230 t de cascarilla/año o 738 t de GLP/año (equivalente a 49.200 tanques de 15 kg). En la práctica, la piladora usa una mezcla de los dos combustibles. En este trabajo se asume que la mitad del arroz es seca-do con GLP y la otra con cascarilla (No existen datos exactos, por lo que se ha realizado esta aproximación). En las condiciones señaladas, la piladora requiere sustituir secadores de arroz con quemadores de GLP por secadores donde el combustible usado en los quemadores sea cas-

carilla. El resto de la infraestructura no requiere ser obligatoriamente modificada.

Para facilitar la comprensión de la propuesta de sustitución de GLP por cascarilla se presen-tan a continuación algunos elementos relacio-nados con los secadores de arroz empleados en la actualidad en nuestro país.

2.5.1.17 / Tipos de secadores de arroz y estima-ción de inversiones para su instalación

Un secador de arroz es un sistema que permite retirar la humedad contenida en el arroz lo más rápido y uniformemente posible. Para eso se usa, normalmente, aire caliente que extrae la humedad por transferencia de calor y de masa.

Los secadores más conocidos son: de bandejas, de túnel y de torre. Los más empleados en las piladoras pequeñas de la costa ecuatoriana son de túnel, mientras que en las piladoras grandes se emplean secadores de bandejas. Los seca-dores de torre son los menos empleados. Las Figuras 2.18, 2.19 y 2.20 muestran los esquemas básicos de cada sistema de secado.

Las inversiones necesarias para instalar uno u otro sistema, usando cascarilla, pueden ser ob-

Mallas o placas perforadas

Túneles

Condu�ores deaire calienteQuemador

de cascarillaSalida cenizas

Alimentaciónde cascarilla

Ventilador

Figura 2.18 / Esquema de un secador de arroz de “túnel”.

71


Torre

Du�o deaire

caliente

Elevadorde arroz

Descargadel arroz

Arrozseco

Descarga de arroz(banda tran�ortadora)

Depósito dearroz húmedo

Ventilador

Quemador decascarillaSalida cenizas


Figura 2.19 / Esquema de un secador de bandejas.

Figura 2.20 / Esquema de un secador de torre.

Condu�o deaire caliente Descarga de arroz

(banda tran�ortadora)

Arrozseco

Arroz húmedo

Carga de arroz(banda tran�ortadora)

Bandejas

Ventilador

Quemadorde cascarillaSalida cenizas


servadas en la Tabla 2.9 (valores aproximados proporcionados por fabricantes de equipos y por industrializadores de arroz).

Cambiar el sistema de secado de túnel o bande-jas que actualmente usa GLP por cascarilla re-quiere modificar únicamente el sistema de que-mador del combustible, cuyo costo en el mercado

nacional es de alrededor de 12.000 USD (equipos construidos dentro del país). La vida útil de estos quemadores es de alrededor de 7 años.

Un aspecto final referente a las inversiones mencionadas es que no se han incluido sis-temas para la limpieza de gases (excepto ci-clones para controlar material particulado).

72


Si�emade secado

Secador detúnel

Secador debandejas

Secador detorre

Secado alsol

Componentes

- Quemador de cascarilla- Ventilador de tiro forzado- Obra civil y e�ru�ural- Si�ema de limpieza del arroz- Si�ema de almacenamiento y tran�orte de cascarilla TOTAL:

- Quemador de cascarilla- Ventilador de tiro forzado- Secador. Incluye: a) elevadores y tran�ortadores con sus e�ru�uras, motores elé�ricos y controles; b) obra civil (**); c) si�ema de pre-limpieza del arroz con cangilones- Si�ema de almacenamiento y tran�orte de cascarilla TOTAL:

- Quemador de cascarilla- Ventilador de tiro forzado- Torre de secado- Montaje de la torre- Elevador de cangilones, si�ema de pre-limpieza del arroz- Si�ema de almacenamiento y tran�orte de cascarilla TOTAL:

Inversiónaproximada

(USD) *

12.00012.00050.00015.000

20.000109.000

12.00012.000

180.000

20.000224.000

12.00012.000

160.00018.000

56.000

20.000278.000

No cuantificado

(*) Sin IVA(**) En un secador de e�e tipo se puede disminuir el valor de la inversión si la e�ru�ura civil se su�ituye por e�ru�ura de perfiles de acero, a�e�o que es posible. El ahorro que se puede conseguir es de ha�a 40.000 USD aproximadamente, según e�imaciones preliminares.

Debido a la tendencia a mayores controles am-bientales por parte del Ministerio del Ambiente y Delegaciones Ambientales de prefecturas y cantones en algunas zonas, se sugiere que los valores mostrados en la Tabla 2.9 sean revisa-

dos a futuro. En la revisión es necesario incluir los costos de la instalación de sistemas para lavado de gases u otros sistemas requeridos para cumplir con las normas ecuatorianas de control ambiental. Este elemento está fuera del

Tabla 2.9 / Inversiones referenciales (actualizados a dólares del año 2007) para sistemas de secado de arroz usando cascarilla en sistemas mecanizados de alimentación de la cascarilla. Capacidad: 800 sacas/ciclo de secado.

73


objetivo de este trabajo y no se lo ha profundi-zado en este capítulo.

2.5.1.18 / Análisis de impactos ambientales

Antes de realizar el análisis económico, es necesario determinar las emisiones de CO2 equivalente provocadas por los métodos actua-les de disposición de la cáscara de arroz y las posibles emisiones evitadas al implantar los modelos de generación eléctrica propuestos, por el hecho de que se deben considerar los po-tenciales ingresos económicos por la venta de créditos de carbono. El estudio de impacto ambiental del uso de la cascarilla de arroz para la producción de ener-gía consiste en determinar:

a) Volúmenes de CO2 equivalente emitidos a la atmósfera en las condiciones que ac-tualmente es dispuesta la cascarilla no utilizada a nivel nacional.

b) Volúmenes de CO2 equivalente evitados al combustionar adecuadamente la cas-carilla en ciclos Rankine para la produc-ción de energía en sistemas centraliza-dos (los propuestos).

c) Volúmenes de CO2 equivalente evitados al combustionar adecuadamente la cas-carilla en ciclos Rankine para la produc-ción de energía dentro de la piladora se-leccionada (piladora A de Babahoyo).

d) Emisiones evitadas en la piladora A por la sustitución de 369.000 kg de GLP por 615.000 kg de cascarilla en el secado del arroz (Recordando que esta cantidad de GLP corresponde a 50 % del combustible consumido en la piladora A para secado de arroz en las condiciones actuales).

e) Impactos ambientales provocados por el uso de la cascarilla en sistemas de com-

bustión (emisión de material particulado y otros).

Las metodologías aplicadas para el cálculo de emisiones son: I.D - Grid connected renewa-ble electricity generation y III.E - Avoidance of methane production from decay of biomass through controlled combustion, gasification or mechanical/thermal treatment (UNFCCC, 2008). Las emisiones evitadas en la piladora seleccionada por la sustitución de GLP por cas-carilla en el secado del arroz han sido calcu-ladas usando la metodología III.E - Avoidance of methane production from decay of biomass through controlled combustion, gasification or mechanical/thermal treatment.

Para los cálculos se ha utilizado los siguientes datos:

• Factor de emisión para Ecuador: 0,62678 tCO2/MWh, según información disponible en la página web del CORDELIM (2008).

• Volumen de cascarilla no usado adecua-damente a nivel nacional: 143.000 t/año (referido al año 2007).

• Distancia media de transporte de la casca-rilla desde las piladoras hasta el centro de consumo: 50 km.

• Consumo específico de diésel en el trans-porte de cascarilla: 0,0008 l/kg de cascari-lla (Resultado del análisis de rendimiento de motores diésel usados en el país. Este valor se obtiene de dividir el consumo de combustible de un motor diésel en una distancia recorrida conocida, por el volu-men de cascarilla transportado). Con este valor se calculan las fugas de CO2 en el transporte de la cascarilla, que debe ser restado del total evitado.

Los cálculos efectuados usando la metodología indicada arrojaron los siguientes resultados:

74


a) Las emisiones de CO2 equivalente en el año 2007 por no usar las 143.000 t de cas-carilla fueron aproximadamente 299.000 tCO2.

b) Las emisiones evitadas al aplicar la pro-puesta de generación de energía en sis-temas centralizados son 136.238 tCO2 equivalente/año. El desglose de esas emi-siones se muestra en la Tabla 2.10. Para el análisis económico se partirá de los valores de emisiones mostrados en esa tabla, y se considerará que cada crédito de carbono (t CO2eq) será vendido en el Mercado de Créditos de Carbono a un pre-cio de 10 USD. (Nota: Este aspecto requiere revisión debido a variaciones en el mer-cado de crédito de carbono a septiembre de 2015).

Se puede observar que en el caso de la MCT no existen fugas de CO2, debido a que en este caso la cascarilla es producida y consumida dentro de la propia piladora, es decir, no hay transpor-te de este material. Las emisiones anualmente evitadas son, para esta planta, 3.048 tCO2 equi-valente. Otros cálculos permitieron determi-nar que las emisiones evitadas en la piladora A por la sustitución de 369.000 kg de GLP por 615.000 kg de cascarilla en el secado del arroz

son 1.070 tCO2 equivalente/año. Aunque la vida útil de proyecto es baja (7 años), período duran-te el cual es posible obtener ingresos por con-cepto de créditos de carbono y evitar 7.490 t/CO2 equivalente en total por cada proceso de sustitución de quemadores de GLP por cascari-lla, las ganancias en términos ambientales son mayores, ya que la mitigación de CO2 ocurre durante toda la vida útil del proyecto.

Respecto a los impactos ambientales del uso de la cascarilla mediante combustión, se pre-vé la generación de material particulado. Para mitigar este efecto, resulta necesario que todas las plantas térmicas cuenten con separadores tipo ciclón y filtros en el recorrido de los gases desde la caldera hasta la chimenea.

2.5.1.19 / Estudio de la viabilidad económica del uso de la cascarilla en sistemas de com-bustión

Costo del transporte de la cascarilla

Para obtener el costo del transporte de la cas-carilla se ha partido de valores proporcionados por empresas del sector de transporte terres-tre con recorridos en las zonas productoras de arroz. Los datos para el cálculo son:

Zona

DauleBabahoyoSamborondónVincesMCT

TOTAL

Emisiones evitadas(tCO2/año)

57.31037.337

25.02613.6493.048

136.370

Fugas(tCO2/año)

56,7836,9924,7913,520,00

132

Total de emisionesevitadas

(tCO2/año)

57.25337.30025.00113.6363.048

136.238

Emisiones evitadasdurante vida útil

del proye�o(tCO2 eq)

573.100373.373250.256136.49030.483

1.363.704

Nota: MCT es la planta de generación dentro de la piladora A.

Tabla 2.10 / Emisiones evitadas por el uso de la cascarilla para generación de energía eléctrica, considerando transporte de la cascarilla sin compactar.

75


• Capacidad de transporte de cascarilla sin compactar (por camión): 6.000 kg por via-je.

• Capacidad de transporte de cascarilla compactada (por camión): entre 13.000 y 15.000 kg por viaje.

• Distancia media recorrida por el camión en las condiciones de los lugares de pro-ducción de arroz: 50 km (en la práctica puede ser menor, sin embargo, por efecto de las condiciones de los caminos se ha decidido adoptar el valor de 50 km).

• Costo promedio por viaje dentro de ese re-corrido: 40 USD.

Con esos datos, el costo de transporte por uni-dad de masa de la cascarilla es 0,007 USD/kg cuando no es compactada (briquetada) y 0,003 USD/kg cuando es compactada (en forma de briquetas o pellests).

Costos de inversión y operación para cada planta

a) Inversiones: La instalación en equipos en cada planta es proporcional a su capacidad no-minal instalada, como se observa en la Tabla 2.11. Los valores mostrados son referenciales y han sido obtenidos en empresas que han insta-lado plantas térmicas de similares característi-cas en el Sur de Brasil. El costo de instalación total, mostrado en la última columna de la Tabla 2.11 incluye costos estimados de terreno, trámi-tes de importación de equipos, e imprevistos.

b) Costos de operación: Incluyen gastos direc-tos e indirectos: mano de obra directa e indi-recta, gastos financieros, transporte de casca-rilla, depreciaciones, otros gastos de operación. Los valores correspondientes se obtuvieron en condiciones del año 2009-2010 y necesitan ac-tualización.

Resultados de los cálculos de viabilidad econó-mica de las plantas térmicas

Los indicadores de viabilidad económica son presentados en la Tabla 2.12. Los indicadores VAN y TIR obtenidos muestran que las plantas térmicas (referidos al año 2009) que se podrían ubicar en Daule y Babahoyo pueden ser viables desde el punto de vista económico. Respecto a la posible planta en Samborondón, cualquier decisión que se tome debe fundamentarse en un análisis de sensibilidad (debido a que el VAN respectivo es bajo). La planta en Vinces y la MCT (en la piladora A) no parecen viables en las condiciones establecidas en el estudio.

Hay dos aspectos que influyen directamente en la viabilidad o no de cualquier planta tér-mica: el primero es el costo por kW instalado de la planta que, como se vio en la Tabla 2.11, es mayor cuando menor es la capacidad de la planta; el segundo factor es la disponibilidad de cascarilla. Para que resulte viable un proyecto se requieren mayores volúmenes de cascarilla. No obstante, a futuro se pueden analizar opcio-nes mediante la redistribución de cascarilla

Zona


Potencianominal

(kW)

2.4001.6001.000

600300

Co�oNominal

(US$/kW)

1.5001.5002.000

2.1183.235

Co�oin�alación

(USD)

3.600.0002.400.0002.000.0001.270.588

970.588

Co�oin�alación total

(USD)

4.590.0003.060.0002.550.0001.620.0001.247.206

Tabla 2.11 / Inversiones en equipos de generación eléctrica.

76


en esquemas parecidos pero ubicados en otros puntos; es decir, se pueden buscar alternativas para solucionar el problema de los bajos volú-menes de cascarilla que permitan mayor capa-cidad instalada en la planta termoeléctrica.

2.5.1.20 / Análisis económico de la convenien-cia del briquetado en las piladoras

El análisis económico para decidir sobre la con-veniencia de implantar el briquetado como pro-ceso previo al transporte de la cascarilla consis-te en un análisis simple de costo-beneficio. Aquí se determina el costo de realizar el briquetado (compactada) y ese resultado se compara con la diferencia que resulta de transportar la cascari-lla compactada respecto al costo de transportar la cascarilla sin compactar.

Para el análisis se ha considerado una pilado-ra de primera categoría. El costo referencial de una briquetadora con capacidad de 500 kg/h es aproximadamente 70.000 USD (Precio FOB en Brasil). A este valor se suman costos de trans-porte e importación. La operación de la maqui-na incluye: costos de energía eléctrica, mano de obra directa (2 operarios), depreciaciones, gastos financieros y mantenimiento. Los re-sultados indican que el costo de producción de compactar (briquetar) la cascarilla es de 0,0109 USD/kg. Este resultado torna inviable la im-plantación de briquetado dentro de la piladora seleccionada, pues la viabilidad sería posible si el costo de producción fuera menor a 0,003

Ubicación de la Planta Térmica


VAN (USD)

194.1091.169.557

391.497(12.913)

(658.753)

TIR (%)

22,0420,3422,0420,3420,34

Tabla 2.12 /Indicadores de viabilidad económica de cada propuesta (valores referidos a 2009).

USD/kg de cascarilla, que es la diferencia entre el costo de transportar la cascarilla sin com-pactar respecto al costo de transportar cascari-lla compactada. La inviabilidad económica del briquetado es consecuencia de los costos del transporte en camión que son bajos por efecto de los subsidios al diésel y del costo muy alto de la máquina briquetadora. Futuros estudios podrían incluir la posibilidad de construir má-quinas de briquetado dentro del país para bus-car reducir la inversión inicial. Por otro lado, el estudio puede ser actualizado si el costo del diésel para transporte sufre variaciones o si se adoptan nuevos tipos de combustibles para transportación con precios diferentes (mayo-res) que los actuales.

2.5.2 / Residuos de la cosecha e industrializa-ción de caña de azúcar

2.5.2.1 / Aspectos relacionados con la caña de azúcar en Ecuador

La caña de azúcar constituye un cultivo de gran importancia en diversos países del mundo. Según estadísticas de la FAO (2011), en el año 2009 se cultivaron 23.727.751 hectá-reas de caña, destinada principalmente a la producción de azúcar y etanol. Los mayores productores son Brasil, India, China y Pakistán. El cultivo de caña de azúcar en Ecuador se efec-túa principalmente en la cuenca baja del Río Guayas, donde se cultivan más de 70.000 ha de caña, utilizada para la producción de azúcar. El

77


III Censo Nacional Agropecuario efectuado en el año 2002 muestra que la producción en otras regiones del país es también importante, ya que existen otras 42.000 ha sembradas (SICA, 2008) con caña de azúcar para otros fines como la producción de alcohol y panela (CINCAE, n.d.). Este capítulo analiza únicamente el baga-zo obtenido de la caña procesada para producir azúcar.

Algunas estadísticas relacionadas con la pro-ducción de caña para azúcar son presentadas en la Figura 2.21. En rendimiento promedio hasta el año 2011 fue alrededor de 70 t/ha, que es menor que los obtenidos, por ejemplo, en Brasil (alrededor de 84 t/ha) (Carvalho y Ma-cedo, 2009). Sin embargo, información no ofi-cial divulgada por diario Hoy menciona que el rendimiento en Ecuador ha incrementado (al parecer referido a 2012) a 90 t/ha (http://www.hoy.com.ec/noticias-ecuador/la-tecno-logia-fue-clave-para-subir-la-produccion-azu-carera-591093.html. Acceso en Septiembre 19 de 2013), lo que mostraría un logro enorme en los rendimientos de la producción de caña de azúcar en el país. La producción de azúcar en Ecuador es efectuada en 6 ingenios. Los tres más grandes (San Carlos, Ecudos y Valdez) pro-ducen cerca del 90% del azúcar nacional.

La cosecha de caña de azúcar en Ecuador, como en muchos países productores de caña,

es en parte manual, con quemado previo de los cañaverales, buscando limpiar la caña y facili-tar el corte. Esta operación presenta aspectos positivos y negativos. El rendimiento del cor-te se incrementa con el quemado; asimismo, el peligro de ataque de serpientes, es evitado mediante quemadas. Sin embargo, la cantidad de biomasa que es perdida en estas condicio-nes y las emisiones de CO2 son importantes. El potencial energético que se podría aprove-char empleando hojas y puntas de caña para la producción de energía no es visto como un elemento de valor, en gran parte por las dificul-tades que presenta recoger, secar, transportar y procesar estos materiales que, recién corta-dos, pueden tener humedades muy altas que podrían tornar no atractivo su uso.

Según datos de la empresa brasileira DEDINI (2005), en cada tonelada de caña existe apro-ximadamente 165 kg de paja con 15% de hume-dad. Tomando en cuenta que el Poder Calorífico Inferior de la paja de caña es 16,5 MJ/kg (Ver Tabla 2.13), la paja de la caña cosechada en el país en el año 2005 disponía de aproximada-mente 16 PJ de energía. La mayoría de este po-tencial se perdió debido a las quemadas.

Desde una perspectiva puramente energética, parece razonable fomentar el corte mecaniza-do de la caña de azúcar para aprovechar me-jor las hojas y puntas para la producción de

Figura 2.21 / Área cultivada y rendimientos de los cultivos de caña de azúcar (MAGAP (2013), en el enlace: http://servicios.agricultura.gob.ec/sinagap/index.php/superficie-produccion-y-rendimiento. Acceso Sept. 15 a 20 de 2013).

78


Tabla 2.13 / Propiedades físicas y químicas de la paja de caña de azúcar.

energía, en sustitución o para complementar el bagazo. No obstante, es necesario valorar los efectos sociales (debido, por ejemplo, a la re-ducción de mano de obra para el corte) de su implantación y las implicaciones económicas. La mejor alternativa debe considerar tanto be-neficios sociales, ambientales, como económi-cos. Una opción es que si a futuro es viable me-canizar la cosecha de la caña, la mano de obra que deja de ser empleada en el corte puede ser utilizada para la recolección y pretratamiento de este material. Sin embargo, el empleo de la paja de caña es mucho más difícil que los deri-vados de otros productos agrícolas generados en un solo lugar como el mismo bagazo, la cas-carilla de arroz, entre otros, ya que implicaría altos costos de transporte.

2.5.2.2 Usos del bagazo de caña de azúcar

El bagazo de caña se obtiene como subpro-ducto de la molienda de la caña de azúcar en los centrales azucareros. El bagazo constituye aproximadamente de 24 a 30 % del total de la caña (Hugot, 1972), en dependencia del con-tenido de fibra y la eficiencia en la extracción

del jugo. La humedad después de la molienda es normalmente 50 %, mientras que el conte-nido de cenizas está alrededor de 2 % (Cortes, Silva y Olivares, 2008). El bagazo es un material lignocelulósico constituido principalmente por celulosa, hemicelulosa, lignina y extractivos. Algunas propiedades importantes de este ma-terial se presentan en la Tabla 2.14.

Tradicionalmente, el bagazo es quemado en los centrales azucareros para la generación de vapor. En países como Brasil, prácticamente todas las plantas de producción de azúcar son autosustentables energéticamente (vapor y energía eléctrica) y en muchos casos exportan electricidad a la red nacional de distribución. Sin embargo, el potencial de aprovechamien-to de este material es enorme también para la producción de otros materiales, pues varios productos pueden ser obtenidos del bagazo de la caña de azúcar: alimentos balanceados para animales, elaboración de aglomerados para la construcción, producción de materiales com-puestos (plástico-bagazo) y aglomerados, pro-ducción de etanol vía hidrólisis, producción de productos de embalaje, producción de bio-acei-te vía pirólisis para la obtención de combusti-

Azufre (S)Carbono (C)Hidrógeno (H)Nitrógeno (N)

Cenizas (Z)Materialvolátil (MV)Humedad totalCarbono Fijo (CF)

Propiedad

Densidad aparente (a granel)

Composición Química

Análisis Inmediato

Poder Calorífico Superior (PCS)

Unidad

kg/m3

%%%%

%%%%

MJ/kg

Valor

0,306

0.0844,75,8

0,45

11,5781,559,926,90

17,74

Fuente: Pelaez-Samaniego et al. (2011)

79


bles, gases de síntesis mediante gasificación para generación eléctrica en sistemas integra-dos gasificación ciclos combinados, produc-ción de abonos para el mejoramiento de suelos, etc. En el caso de nuestro país, el uso del ba-gazo se ha limitado a la producción de papel y producción de energía. Por ejemplo, en el año 2009 se usaron 836.120 t de bagazo para la pro-ducción de 104.128 MWh de energía eléctrica en los centrales azucareros Valdez (Ecoelec-tric), Ecudos y San Carlos (CONELEC, 2010). La capacidad instalada en los centrales azucare-ros es de 36,5 MW en Ecoelectric, 35 MW en San Carlos y 29.8 MW en Ecudos (CONELEC, 2013). Otros centrales azucareros usan la mayoría del bagazo para la producción de vapor únicamen-te. No ha sido posible acceder a datos más pre-cisos sobre el origen de la materia prima para la producción de papel en las empresas pape-leras del país (debido a restricciones a proveer información), lo que hace difícil estimar los usos de bagazo en empresas papeleras que de alguna manera están relacionadas con los in-genios azucareros.

Las fluctuaciones de los precios del azúcar en el mercado y las necesidades actuales de com-bustibles líquidos exigen diversificar la pro-ducción de derivados de la caña. Se ha obser-vado en los últimos años que los precios de los combustibles están incrementando constan-

temente, y de manera cíclica lo que ha hecho también incrementar el precio del etanol. En este sentido, una alternativa para diversificar los productos derivados de la caña de azúcar es la producción de etanol combustible. Esta necesidad de producir más etanol explica la tendencia de Brasil de usar el bagazo para pro-ducir etanol mediante hidrólisis. El etanol tie-ne potencial para ser usado ya no únicamente como combustible, sino como fuente de mate-ria prima para la producción de otros deriva-dos importantes, en sustitución del petróleo. Uno de esos productos es el etileno.El proceso de producción de etanol a partir del bagazo es una tecnología madura, en espera de condicio-nes económicas favorables para entrar al mer-cado (Pereira y Macedo, 2006). Estimaciones prevén que esta tecnología esté en el mercado entre antes de 2020 en Brasil (Vaz Rosell, 2006). Otros usos del bagazo podrían extenderse con el tiempo hacia la gasificación y la pirólisis. Mediante el primero se espera obtener gases de síntesis; a partir de los gases se puede pro-ducir combustibles líquidos, así como a la in-tegración de las plantas de gasificación con sistemas de generación de energía eléctrica (BICC). En cuanto a la pirólisis, los derivados del proceso van a ser útiles para la producción de químicos (ácido acético, hidrógeno, etc.). Estas dos tecnologías termoquímicas ofrecen un potencial enorme para el empleo del baga-

Carbono (C)Hidrógeno (H)Nitrógeno (N)Azufre (S)

Cenizas (Z)Materialvolátil (MV)Carbono Fijo (CF)

Propiedad

Composición Elemental

Análisis Inmediato

Poder Calorífico Superior (PCS)

Unidad

%%%%

%%%

MJ/kg

Valor

48,645,870,16

0,04

2,4485,6111,95

18,99

Tabla 2.14 / Propiedades importantes del bagazo de la caña de azúcar (en base seca) (Jenkins, 1998).

80


zo y otros residuos agrícolas.Pereira y Macedo (2006) presentan una importante discusión del potencial de producción de etanol a partir del bagazo de caña de azúcar vía hidrólisis- fer-mentación.

2.5.3 / Palma de aceite

La palma africana o palma aceitera es un cul-tivo perenne presente en varios países tropica-les. El aceite crudo de palma (ACP) es el aceite de mayor producción en el mundo, alcanzando 56,2 millones de toneladas en el año 2013 (30 % del total de la producción de aceites vegetales a nivel mundial) seguido por los aceites de soya y canola, con producciones de 42,7 y 25,1 mi-llones de toneladas, respectivamente. El área en producción sembrada en el 2013 en todo el mundo alcanzó las 15.109.000 ha, de la cuales el 76 % se distribuye entre los principales produc-tores de ACP: Indonesia y Malasia. En el caso de Ecuador, según el Censo Palmero efectuado en el año 2005, el área cultivada de palma acei-teraera de 207.285 ha, distribuidas en las pro-vincias de Esmeraldas (la mayor productora a nivel nacional), Pichincha, Guayas, Sucumbíos, Los Ríos y otras provincias en menor escala (ANCUPA, 2005). Dicha área cultivada está sien-do incrementada en los últimos años. Según el MAGAP (2013), en el año 2011 llegó a cerca de 250.000 ha (Figura 2.22). Actualmente, Ecuador es el sexto productor de aceite de palma en el mundo y el segundo en Latinoamérica (des-

pués de Colombia) (Fedepalma 2014). El área cosechada constituye alrededor del 83% del área sembrada (MAGAP, 2013), con rendimien-tos que han variado desde 10,35 hasta 14,74 t de racimos de fruta fresca (RFF)/ha en el período 2005-2011. El principal producto proveniente de los RFF es el ACP el cual en el país, es usado en la industria de alimentos y para exportación. Una posibilidad de uso del aceite es la produc-ción de biodiesel para uso combustible, el cual puede impactar positivamente a la economía del país y al medio ambiente, ya que se podría sustituir parte del diésel usado como combus-tible. Estudios de ciclos de vida realizados en Colombia demostraron que se podría reducir hasta el 83 % de los gases de efecto invernadero al sustituir diésel por biodiesel de palma.

2.5.3.1 / Experiencia colombiana en el uso de la palma aceitera

Colombia es el quinto país productor mundial de palma, con un área sembrada en 2013 de 476.781 ha, el 70 % en producción, y el 30 % res-tante en desarrollo (Fedepalma, 2014). Existen además 3,5 millones de hectáreas potenciales para el cultivo sin ningún tipo de restricción. El área sembrada está distribuida en cuatro zonas palmeras con porcentajes de participa-ción diferentes: norte (30,6 %), que cuenta con 15 plantas extractoras; central (27,7 %) con 10 plantas de extracción; occidental (4,0 %) con 7 plantas y finalmente, zona oriental (37,7 %) con

Figura 2.22 / Área sembrada y producción de palma aceitera (palma africana) en Ecuador. Fuente: MAGAP (2013).

81


22 plantas extractoras. El rendimiento medio de aceite de palma es de 3,4 t/ha. El rendimien-to medio de fruto fue de 16,3 t RFF/ha, con una tasa de extracción promedio de 20,9 %, extra-yendo 802.301 t de aceite de palma y 68.577 t de palmiste en el 2009 (FEDEPALMA, 2010). El uso tradicional del aceite crudo de palma es en la industria alimenticia, pero en la actualidad se lo usa también para la producción de biodiesel y otros productos químicos. Colombia produce en la actualidad importantes volúmenes de biodiesel a partir de la palma aceitera. Según información del SISPA (Sistema de Informa-ción Estadística del Sector Palmero), durante el 2010 se extrajeron 753.100 t de ACP. No obstan-te, otros usos se estudian o practican de ma-nera parcial para los subproductos del procesa-miento de la fruta de la palma. La producción de biodiesel en 2010 fue de 337.713 t, con cinco plantas de producción en funcionamiento, tres de las cuales entraron en producción luego del mes de marzo de 2009 y otra en el mes de junio de 2010, con las cuales se cuenta con una capa-cidad instalada a nivel nacional de 470.000 t/año. El rendimiento medio de aceite crudo de palma por tonelada de biodiesel es de 1,01 t ACP/tBD (aceite crudo de palma/tonelada de biodiesel) (FEDEPALMA, 2010).

Proceso de extracción de aceite de palma

El ACP es extraído del mesocarpio o parte car-nosa de los frutos de la palma de aceite, que se encuentran originalmente adheridos a un raquis formando un racimo. Las principales etapas del proceso de extracción son: esterili-zación, desfrutado, digestión, prensado, clari-ficación y secado. Los otros productos obteni-dos en las plantas de beneficio son el aceite de palmiste y la torta de palmiste (extraídos de la almendra). La biomasa residual producida en las plantas de beneficio son los racimos vacíos o tusas (23 % del RFF), fibra del mesocarpio (13 % del RFF) resultante del prensado de la fruta, cuesco o cascarilla (5 % del RFF) proveniente de la nuez y efluentes (0,70 m3/t RFF). En las

plantaciones de palma también se producen otros tipos de biomasa residual como los tron-cos, raíces, y hojas que se producen durante el periodo productivo y que quedan en el campo después de los 25 años de vida de los cultivos.

Composición química de la biomasa residual del procesamiento de la palma aceitera

La composición química de labiomasa prove-niente de las plantas de beneficio (tusa, fibra y cuesco principalmente) varía de manera sus-tancial dependiendo del sitio de cultivo, así como del lugar y métodos de recolección. Un impacto menor puede tener también las téc-nicas de análisis y el lugar donde se efectúa dicho análisis. La Tabla 2.15 muestra valores referenciales de las propiedades de algunos residuos analizados en Cenipalma (Colombia).

2.5.3.2 / Posibles usos de la biomasa residual de la industria de la palma aceitera

Potencial uso de subproductos

A diferencia de otros tipos de agroindustria, los materiales residuales del procesamiento de la palma aceitera están disponibles en la planta o, en el caso de los residuos de la cosecha, re-sultan relativamente fáciles de recolectar, en comparación con otros residuos (por ejemplo de la cosecha de banano). Adicionalmente, es-tos materiales están disponibles el año entero. Por lo tanto, en la actualidad existe enorme in-terés en usar dichos residuos para la obtención de productos de mayor valor agregado. Los pro-cesos para la transformación de estos materia-les incluyen: combustión-cogeneración, com-postaje, peletizado, briquetado, gasificación, pirólisis e hidrólisis. Otra alternativa es la pro-ducción de aglomerados a partir de las fibras, en sustitución de madera. La integración de estas tecnologías para optimizar el uso de los subproductos y residuos del procesamiento de

82


Tabla 2.15 / Características de los residuos de biomasa en la planta de beneficio de ACP (valores referen-ciales en base a análisis efectuado en Cenipal-ma, Colombia).

Contenido de humedad (%)

Análisis próximo (a)Volátiles (%) (a 600°C)Ceniza (%)

Composición química (b)Lignina (%)Cellulosa (%)Hemicellulosa (%)

Composición elemental (b)C (%)H (%)N (%)S (%)O (%)

Cáscara

70.652.02

49.5830.2812.72

46.217.200.360.04

diferencia

Biomasa racimo vacío

2.40-14.28

70.597.87

10.2344.9719.92

40.887.420.870.09

diferencia

Fibra

69.398.44

21.7933.2116.58

43.357.071.210.18

diferencia

(a) En base seca; (b) En base seca y libre de cenizas.

la palma aceitera puede ser efectuada acorde al concepto de bio-refinerías. Sin embargo, dicha integración no ha sido abordada de manera su-ficiente. Una excelente fuente de consulta so-bre opciones de integración de procesos es, por ejemplo, Garcia-Nunez et al. (2015).

Mediante métodos ambientalmente sustenta-bles, a través de los subproductos del proceso de extracción de aceite de palma, se vislum-bran interesantes alternativas dirigidas a au-mentar la eficiencia y la productividad del pro-ceso. El tratamiento térmico permite mediante los procesos de pirólisis y gasificación obtener bio-líquidos (con potencial para producción de adhesivos y combustible) y bio-carbón, el cual puede ser usado para la producción de carbón activado o para la fertilización de los suelos de las plantaciones de la misma palma. El uso de la biomasa residual de la palma mediante la producción y uso de carbón ayuda en la fijación de carbono y contribuye a un mayor uso de

fuentes energéticas alternativas. Con el apro-vechamiento de la fibra y el cuesco en calde-ras para la generación de vapor y subsiguiente energía eléctrica se pueden generar exceden-tes de hasta 2 veces la energía eléctrica consu-mida en el proceso. (CENIPALMA, 2011).

Experiencia colombiana con el uso del biodié-sel de palma

Esta sección persigue presentar algunas expe-riencias con el uso de biodiesel en Colombia. La producción de biodiesel, como ocurre por ejemplo en Colombia, tiene como materia pri-ma aceite de palma crudo, el cual es sometido a un proceso de refinación física para elimi-nar olores, sabores y color desagradables. El proceso comprende tres etapas: desgomado, blanqueado y desodorizado. El aceite refinado pasa a un proceso de transesterificación, que es constituido por la secuencia de tres reac-ciones reversibles consecutivas con metanol

83


(alcohol) en exceso en presencia de metilato de sodio como catalizador, obteniendo el metil ester de palma (biodiesel). Como subproducto de la etapa de transesterificación se obtiene glicerina cruda, la cual es enviada a la unidad de tratamiento para obtener glicerina refinada.

El Centro de Investigación en Palma de Acei-te (Cenipalma), desde hace más de 8 años, en conjunto con el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP–Ecopetrol), ha desarrollado la factibilidad técnica sobre el uso de aceite de palma y sus derivados como biocombustibles (biodiesel). El proyecto ha tenido como objetivo identificar el potencial que tiene el aceite de palma en la producción de biodiesel y conocer el comportamiento de este biocombustible tanto puro como en mezclas con el combustible diesel. Se persigue que esta información dé soporte el Programa Nacional de Biodiesel y permita el desarrollo del sector agrícola –con énfasis en la generación de empleo rural estable-, diversificación de la oferta energética y contribución a disminuir el impacto ambiental de los combustibles fósiles. De esta forma, se espera posicionar a Colombia como el único país del mundo en contar con una mezcla de diesel-biodiésel de palma en todo su territorio nacional.

Este Proyecto se inició en el año 2004 y se ha desarrollado en las siguientes fases:

1. Evaluación de mezclas de aceite de palma y metil éster de palma con ACPM como combustible diésel. Convenio de coope-ración tecnológica Cenipalma–Ecopetrol S.A.

2. Realización de pruebas de ruta para las mezclas seleccionadas en una flota de servicio público (Transmilenio). Conve-nio de Cooperación Tecnológica Cenipal-ma, Ecopetrol S.A., Fedepalma y Si99.

3. Pruebas de larga duración con biodiesel de palma en una flota de camiones de

transporte General Motors (GM). Conve-nio de Cooperación Tecnológica entre Cenipalma, Ecopetrol S.A., y General Mo-tors-Colmotores.

Los resultados del trabajo interdisciplinario li-derado Cenipalma han permitido demostrar que las mezclas B5 (5 % de biodiesel mezclado con 95 % de diésel), B10, B20, B30 y B50 diésel-biodie-sel de palma cumplen con las especificaciones de calidad del diésel en Colombia. Además, se verificaron los impactos ambientales positivos expresados en la reducción de opacidad y ma-terial particulado. En ninguna de las dos prue-bas realizadas (más de 2 millones de kilómetros recorridos) se han presentado deterioros en las partes del motor ni de sus empaques con mez-clas diésel-biodiésel de palma hasta 50 %.

El uso de las mezclas diésel- biodiesel de palma inició en 2008, con la mezcla B5 (5 % de biodiesel de palma: 95 % diésel) en algunos departamen-tos. En el primer semestre 2009 se consolidó la mezcla B5 en todo el país; para el segundo se-mestre de 2009 se inició el uso de B7 en algunas regiones. Al finalizar el 2010, el 61 % del territorio nacional utilizaba la mezcla B10, el 10 % B8 y el restante B7. Actualmente solo Bogotá tiene una mezcla B7 y el resto del territorio nacional B10.

2.5.4 / Residuos de la industria de la madera

La biomasa de la madera consta de residuos de la industria de muebles, carpintería, o aglome-rados, así como del corte e industrialización de la madera. Los residuos de la industria made-rera son, en general, materiales que se pueden considerar parcialmente pretratados, debido a que en muchos casos han sido cortados, seca-dos y/o reducidos en su tamaño. Sin embar-go, estos materiales presentan una diversidad muy grande de tamaño de partícula, forma, contenido de humedad, densidad y propieda-des químicas.

Respecto a la industria de aglomerados de ma-dera, normalmente los residuos generados en

84


las plantas son aprovechados para la produc-ción de energía térmica que es usada para pro-ducir vapor de agua. El vapor es usado para la operación de algunos equipos en las plantas (por ejemplo, para calentar placas de prensas) o para el sacado de la madera. Si bien esta in-dustria no genera importantes cantidades de residuos en las plantas, los volúmenes de re-siduos dejados en el campo durante el corte de los árboles son considerables. Su aprovecha-miento puede presentar dificultades y no ser económicamente atractivo, debido a la disper-sión de los residuos y al costo de transportar-los. La adición de valor económico mediante la fabricación de otros productos (por ejemplo produciendo aglomerados u otros compuestos de madera) podría ser un camino en la búsque-da de alternativas que permitan su recolección y uso. A la par, no obstante, se deben analizar las cantidades mínimas de residuos que debe-rían ser dejados en el campo para contribuir con nutrientes en el suelo, de ser el caso.

La industria de los muebles de madera es otro sector que genera cantidades importantes de residuos madereros. Debido a la alta concen-tración de industrias de muebles en Cuenca y sus alrededores (más de 60 % de los muebles de madera del país son producidos en esta región), esta ciudad presenta potencial para aprovechar el aserrín y otros residuos sólidos de tamaño pequeño, conocidos como recor-tes. En la actualidad parte de estos materiales es usado en las mismas plantas para generar vapor. Los excedentes, principalmente aserrín, son considerados materiales de poco valor y a veces algunas plantas tienen que contratar servicios externos para su remoción. Lamenta-blemente no ha sido posible cuantificar la can-tidad de residuos que estarían disponibles para procesos de producción de energía o para otros fines, por lo que esta sección necesita revisión y actualización a futuro.

La producción de energía térmica, ya sea de for-ma directa o después de procesos de densifica-ción energética como torrefacción seguida de

peletización o briquetado, es una de las formas más prometedoras de aprovechamiento de es-tos materiales lignocelulósicos. Varias indus-trias existentes en el medio, como es el caso de la industria cerámica y ladrilleras, podrían hacer uso de este combustible. La madera es también considerada una opción importante como combustible en la industria del cemento (Albino et al., 2011). Otros usos del aserrín son la producción de carbón vegetal. Sin embargo, un elemento que pesa mucho en la viabilidad y en el interés de este combustible son los bajos precios del diésel y otros derivados del petróleo que en la actualidad sirven para la generación de calor.

Un estudio de Vega (2012) estima que la canti-dad de residuos de madera en forma de chips (contenido de humedad de 20%) en aserríos localizados en Quevedo (Provincia Los Ríos) llega a 20.000 t/año. En caso de existir el refe-rido valor en aserríos, el potencial energético de dicho material (para un poder calorífico in-ferior de aproximadamente 14 MJ/kg) es muy importante (alrededor de 224.000 GJ/año) y es conveniente impulsar proyectos que permi-tan su uso, pues este material estaría bastante concentrado, lo que impactaría positivamente en la reducción de costos relacionados con su transporte. No existen, al parecer, datos sobre la disponibilidad de materiales similares en otras regiones del país, por lo que este estudio necesita ser expandido a futuro mediante el levantamiento de inventarios de residuos ma-dereros.

2.5.4.1 / Caracterización de algunos residuos de la industria de la madera

Según se ha podido conocer a través de con-versación con personas que trabajan en la in-dustria de los muebles de madera en Cuenca, dos de las especies de madera comúnmente usadas en esta industria son Fernán Sánchez (Triplaris cumingiana Fish. Mey.) y laurel (Cor-dia alliodora), oriundas de la costa. No están al

85


alcance estudios de caracterización de estas especies madereras, por lo que los autores de-cidimos analizar y reportar algunas propieda-des de estas especies de madera e incluir en este capítulo. Para el estudio se empleó mues-tras de Fernán Sánchez y laurel, relativamente secos, en forma de tablas de 350x50x17 mm, que se obtuvieron un una industria de muebles del parque industrial de Cuenca.

Para la caracterización, muestras de estos ma-teriales fueron convertidas en pequeñas asti-llas (ver Figura 2.23) y luego pulverizadas con ayuda de un molino de cizallas de laboratorio, equipado con una malla que permite recupe-rar únicamente partículas de tamaño menor a 0.42 mm. El análisis inmediato fue llevado a cabo siguiendo el procedimiento descrito en Pelaez-Samaniego et al. (2014a), en un equipo LECO® TruSpec CHN, usando partículas en es-tado seco. El secado se realizó en un horno por 24 horas a 103°C. El mismo material se usó para determinar el contenido de cenizas siguiendo ASTM D102–84 (reaprobado 2007). Thermogra-vimetría (TG) fue empleado para determinar la estabilidad térmica de los materiales y la can-tidad de volátiles y carbón fijo. TG fue realizado en un equipo TGA/SDTA851e (Mettler Toledo) usando aproximadamente 7 mg de material molido y seco. TG fue realizado con una tasa de calentamiento del material de 10 °C/min desde temperatura ambiente hasta 600 °C en ambiente de nitrógeno. En todos los análisis, los procedimientos que se emplearon son si-milares a los descritos en Pelaez-Samaniego et al. (2014a).

Los resultados de la caracterización de los ma-teriales son presentados en la Tabla 2.16. La composición elemental de Fernán Sánchez y laurel está aproximadamente en el rango de valores de otros tipos de madera (Vassilev et al., 2010). Por ejemplo, la composición elemen-tal de pino, especie pinus silvestris es 50,9 % C, 6 % H y 43,1 % O (Chaouch et al. (2013) o pino especie pinus ponderosa: 50,84 % C, 6,59 % H y 42,38 % O (Pelaez-Samaniego et al., 2013b). El

contenido de N en FernánSánchez y laurel es ligeramente superior al de pino, especie pinus ponderosa (0,32 y 0,38 vs. 0,19 %, respectiva-mente). El contenido de cenizas, por otro lado, es superior al reportado para pino especie pi-nus ponderosa, en el cual, la ceniza alcanza 0.5 % (Pelaez-Samaniego et al., 2013b). La cantidad de cenizas es relativamente alta comparada con otros tipos de madera, lo que puede deber-se a la manipulación previa de estos materia-les.

Figura2.23 / Fotos de astillas de madera de Fernán Sánchez (arriba) y laurel (abajo) usados para la caracterización de estos materiales (Fotos: M.R.Pelaez-Samaniego)


86


Los resultados del análisis termogravimétri-co son presentados en la Figura 2.24. La esta-bilidad térmica de ambos tipos de madera es aproximadamente similar. Se observa que me-nos de 0.5 % de estas maderas es degradada a temperaturas de 200 °C. Degradación de 1 % de la biomasa inicial ocurre a 223 °C, en el caso del laurel, y a 225 °C en el caso de la madera Fernán Sánchez. Este resultado es importante porque muestra que estas especies madereras son térmicamente más estables que otros ti-pos de maderas, como por ejemplo, pino, es-pecie pinus ponderosa, en la cual 0.5 % de la madera es degradada a 191°C, mientras que 1 % se degrada a 215 °C (Pelaez-Samaniego et al., 2012). Futuros trabajos relacionados con la producción de biocombustibles o compuestos de madera a partir de estos materiales, si fuera

el caso, podrían considerar esta información y expandir el estudio.

En el Ecuador se han realizado otros tipos de trabajos para determinar, por ejemplo, las propiedades mecánicas de la madera Fernán Sánchez. Un estudio realizado en la Univer-sidad Estatal de Quevedo (Crespo-Gutierrez et al., 2008) mostró que la densidad del Fer-nán Sánchez está en el orden de 470 kg/m3 (madera en estado seco) y que el contenido de humedad en estado verde (recién cortado) puede llegar a 87 %. El módulo de ruptura en flexión obtenido fue 562 kg/cm2 y el módulo de elasticidad en flexión fue 92.471 kg/cm2. No se han encontrado publicados estudios similares sobre laurel.

Propiedad

Composición Elemental (en base seca y libre de cenizas) (% en masa)

Análisis Inmediato (% en masa)

Carbono (C) Hidrógeno (H)Nitrógeno (N)Oxígeno (O) (por diferencia

Cenizas (Z)Materialvolátil (MV)Carbono Fijo (CF)

Fernán Sánchez

53,006,290,32

40,32

3,3078,8524,56

Laurel

51,916,020,3841,70

2,0777,02

25,09

Tabla 2.16 /Resultados de la caracterización de muestras de maderas Fernán Sánchez y laurel.

Figura 2.24 / (a) Curvas de termogravimetría (TG) y (b) termogravimetría diferencial (DTG) de laurel y Fernán Sánchez.

87


En el país existen otros tipos de residuos ma-dereros. La industria de producción de pallets, por ejemplo, usa cantidades importantes de madera de pino. Algunas plantas de produc-ción de pallets están localizadas junto a los campos donde se produce la madera, a veces cerca de vías, pero lejos de centros urbanos o plantas que consuman calor. Por ese motivo, los residuos generados tienen menos opcio-nes de uso. Una alternativa es la producción de compostas para abono. Otra opción es la pro-ducción de etanol (ver por ejemplo Lopez-Mi-randa et al., 2009), aunque es necesario realizar una actualización sobre aspectos económicos de la viabilidad de estas opciones.

2.5.5 / Residuos del cultivo e industrialización del café

El café es uno de los seis agroproductos más cultivados en Ecuador y está presente en casi todas las provincias. En el país se cultivan las especies comerciales arábiga (Coffea arabica) y robusta (Coffea canephora). Los arbustos ará-bigos se pueden encontrar desde el nivel del mar hasta los 2.500 metros de altura (msnm), aunque producen mejor entre 1.000 y 2.000 msnm (Delgado et al., 2002). No obstante, las estadísticas del MAGAP (2011) muestran una reducción paulatina de este cultivo. De 286.745 ha en el año 2000, el área cultivada se ha redu-cido a 122.855 ha en el año 2011. (MAGAP, 2013),

como se observa en la Figura 2.25. Un factor que impacta en los cultivos de café parece estar re-lacionado con la edad de los cafetales que impi-den mantener productividades importantes, por lo que son abandonados o cosechados esporádi-camente. Las provincias de mayor producción de café son Manabí, Loja, Orellana, Sucumbíos, Guayas, Los Ríos y El Oro (COFENAC, 2010). As-pectos específicos relacionados con el cultivo de café (variedades, zonas de producción, etc.) se puede encontrar en COFENAC (2010).

El café es un producto con generación abun-dante de desechos, pues menos del 10 % del peso del fruto es empleado en la preparación de la bebida. El resto del grano en peso está constituido por 43 % de pulpa (el más abundan-te), 11,8 % mucílago de café+azúcares solubles, 6,1 % de cascarilla, 38,9 % de grano para el tos-tado (INCAP, 1978). El resto está constituido por borra de café y otros subproductos.

No ha sido posible encontrar estadísticas que indiquen el uso final de los subproductos del procesamiento del café en las plantas de bene-ficio en Ecuador. Es de particular importancia el manejo adecuado de los residuos ya que, en mayor o menor medida, constituyen contami-nantes ambientales. Un ejemplo es la contami-nación de agua que resulta cuando se emplean procesos húmedos para el beneficio. Por este motivo, la búsqueda y aplicación de alternati-vas que permitan usar los desechos con fines

Figura2.25 / Área sembrada y producción de café a nivel nacional. Fuente: MAGAP (2013)

88


energéticos y no energéticos es de gran impor-tancia para el país.

Algunas alternativas de uso de los subproduc-tos del café que se encuentran reportadas en la literatura son: a) a partir de la pulpa: alimentos para animales, biocombustibles (etanol), pro-ducción de hongos medicinales, pectinas, etc.; b) a partir de la cáscara: biocombustibles, aglo-merados, abonos, furfural, etc. En Ecuador, la cáscara constituye un residuo aprovechado a veces para la generación de calor para el seca-do del grano. Sin embargo, no existen estadísti-cas del uso de este u otros residuos. La cáscara de café es normalmente muy liviana, por lo que el empleo de otros procesos como, por ejemplo, la gasificación, puede presentar limitaciones. Por este motivo, la combustión parece la mejor alternativa. La Tabla 2.17 presenta algunas pro-piedades de la cáscara de café.

Existen varios estudios que muestran la via-bilidad de producir etanol usando la pulpa de café vía fermentación (Pandey et al., 2000; Gou-vea et al., 2009). Dicha propuesta presenta po-tencial, según Gouvea et al. (2009), quienes han estudiado esta opción en Brasil. Otros estudios muestran usos alternativos de la pulpa del café, entre ellos la producción de bebidas alco-

hólicas o refrescantes. Algunos subproductos del café pueden ser usados incluso con fines medicinales (Rathinavelu y Graziosi, 2003).

El uso de la pulpa y del mucílago de café para la producción de calor presenta dificultades debido al alto contenido de humedad de estos subproductos. En ese sentido, la producción de etanol parece ser una alternativa de interés para estos materiales. El manejo ambiental de los subproductos del proceso de uso de pulpa y mucílago exige buscar opciones de uso de las vinazas. La opción más conveniente de uso de las vinazas puede ser la producción de biogás mediante digestión anaerobia. En cuanto a la cáscara de café se han estudiado otros usos, por ejemplo, para la producción de aglomera-dos en combinación con madera.

2.5.6 / Residuos del cultivo e industrialización del cacao

De acuerdo con estadísticas del MAGAP (2013), el cacao es el producto que mayor área sem-brada ocupa en el país, con 406.866 y 521.091 ha sembradas en 2005 y 2011, respectivamente (Ver Figura 2.26). Más del 80 % del cacao en el país es sembrado solo, según se desprende de

Tabla 2.17 / Composición elemental y análisis inmediato de la cáscara de café


Cenizas (Z)Carbono fijoHumedadMaterialvolátil (MV)

Propiedad

Composición Elemental (% en base seca y libre de cenizas)

Análisis Inmediato

Poder Calorífico Superior (PCS) (MJ/kg)

Valor

49,46,1

0,810,07

2,583,210,114,3

17–18

Fuente: Wilson et al. (2011)

89


datos reportados por ESPAC (INEC, 2013). Cerca de 80 % del cacao producido en el país está en la región Costa. Existen dos variedades de ca-cao que son cultivadas en el país: la variedad nacional, que comprende aproximadamente 75% de los cultivos, la variedad CCN-51 (23 % de los cultivos), y un 2 % corresponde a otras variedades (Sánchez, 2013). Ecuador está en la lista de los siete países mayores productores de cacao (FAO, 2011). Como consecuencia de los altos volúmenes cultivados, el país dispo-ne de importantes cantidades de desechos del cultivo y beneficiado del cacao. La Figura 2.27 muestra uno de los residuos más comunes que resulta de la cosecha de cacao, la cáscara.

La cáscara del cacao constituye aproximada-mente 70–75 % del peso de la fruta del cacao (Cruz et al., 2012). Usando este valor y la pro-ducción nacional de cacao en 2011 (220.000 t) es posible estimar que la cantidad de cáscara de cacao llega, teóricamente, a 880.000 t/año, en estado húmedo. Si se toma en cuenta que la humedad del material es alrededor de 80 % (Sánchez, 2013), entonces en el país existen aproximadamente 176.000 t de material seco que podría ser usado con fines energéticos o no energéticos. Sin embargo, no todo este ma-terial podría ser usado. Sánchez (2013) estima que aproximadamente 50 % de la cáscara po-dría ser aprovechado. Aspectos como la dificul-tad de transportarlo, las distancias y el grado de dispersión podrían limitar la recolección de

la cáscara de cacao. No obstante, para un po-der calorífico inferior aproximado de 12,5 MJ/kg (Sánchez, 2013), el aprovechamiento de 50 % de cáscara de cacao equivale a contar con al-rededor de 1.100.000 GJ/año de energía poten-cialmente aprovechable.

El uso energético de la cáscara de cacao re-quiere conocer algunas propiedades físicas y químicas que pueden impactar los procesos termoquímicos. En la Tabla 2.18 se presentan algunas de estas propiedades. Se observa que el contenido de cenizas es alto si se compara con otros recursos lignocelulósicos existentes en el país. El alto contenido de cenizas es un aspecto a tener en cuenta en el diseño de plan-tas térmicas (específicamente calderas) para usar cáscara de cacao. Al igual que en el caso

Figura 2.27 / Ejemplo de cáscara de cacao abandonada en el campo (Foto cortesía Ing. Johanna Sánchez)

Figura 2.26 / Área sembrada y producción de cacao a nivel nacional (Fuente: MAGAP 2013).

90


de la cáscara de arroz, la remoción de cenizas es un aspecto crítico. Otro elemento a destacar es el relativamente bajo contenido de lignina y el alto contenido de hemicelulosas cuando se compara, por ejemplo, con la madera.

Al igual que en el caso del café y en de la ma-yoría de los residuos agrícolas en Ecuador, no existen estadísticas (al menos de fácil acceso) que muestren el destino o disposición final de los subproductos de la industrialización del cacao. Visitas de campo muestran que gran-des volúmenes de residuos de cacao quedan dispersos entre las plantaciones (ver Figura 2.27), aspecto que propicia la propagación de problemas fitosanitarios y generación de me-tano (CH4) durante la biodegradación. El alto contenido de celulosa y otros compuestos carbonados hace que la biodegradación de las cáscaras sea muy lenta en condiciones natu-rales. Idealmente, esos residuos deberían ser removidos fuera de las plantaciones. Sin em-bargo, en ocasiones, las cáscaras del cacao son abandonadas en el campo con la parte cóncava hacia arriba, reteniendo agua y propiciando la multiplicación de insectos.

La generación de residuos de las plantas (hojas y ramas) es también importante, pues consti-tuye material no aprovechado adecuadamente en los cacaotales. Una opción es el empleo para la producción de abonos naturales, aspecto que, al parecer, se practica en reducida escala en nuestro país. Otros usos no energéticos de la cáscara de cacao incluyen la producción de alimento para ganado o como abono orgánico.

2.5.7 / Residuos de la cosecha de banano

Ecuador es uno de los países que más bana-no (Musa Paradisiaca L.) cultiva en el mundo, como se muestra en la Tabla 2.15. El cultivo de banano en 2011 fue de 200.110 ha. Si a este vo-lumen se suman los cultivos de plátano, que en 2011 llegaron a 136.000 ha, se desprende que la generación de residuos durante el cultivo y cosecha de estos productos es abundante en el país. La Figura 2.28 muestra datos de la evolu-ción del área sembrada de banano y plátano en nuestro país en los últimos años.

Carbono (C)Hidrógeno (H)Nitrógeno (N)Oxígeno (O)

Cenizas (Z)Humedad (%)

Celulosa (%)Hemicelulosas (%)Lignina (%)

Propiedad

Composición Elemental (% en base seca y libre de cenizas) (*)

Análisis Inmediato(**

Composición química (**)

Valor

45,975,741,36

46,93

12,314,1

35,437,014.7

Fuente: (*) Adaptado de Sánchez (2013) y referida a la variedad nacional (**) Daud et al. (2013)

Tabla 2.18 / Composición elemental y análisis inmediato de la cáscara de cacao

91


Tabla 2.19 / Producción mundial de banano en el año 2009.

La cosecha de banano y plátano genera can-tidades muy altas de residuos. Soffner (2001) menciona que cada hectárea de banano que se cosecha puede generar hasta 200 t/año de resi-duos en estado húmedo. Los autores no conta-mos con estadísticas en Ecuador que permitan confirmar este valor, por lo que consideramos que es una aproximación de utilidad para los cálculos que presentamos en esta sección. Para efectos de simplificar, trabajaremos sola-mente con banano. Si se considera que el con-tenido de humedad de estos residuos está en el rango de 85 a 95 % (Soffner, 2001; Yanagida et al., 2003), es posible estimar que la cantidad de residuos de la cosecha de plátano y bana-no juntos en Ecuador, en estado seco, podría alcanzar 2 millones de toneladas anualmente (asumiendo 95% de humedad). Estos residuos

País

IndiaBrasilTanzaniaFilipinasChinaEcuadorOtros

Total

Área cultivada (ha)

709.000511.636

480.000438.593

311.106216.115

2.168.324

4.834.774

Fuente: FAO (2011).

Figura 2.28 / Área sembrada y producción nacional de banano y plátano en Ecuador (MAGAP, 2013).

están constituidos por hojas, pseudotallos y ra-quis. No se incluyen frutas de banano que espo-rádicamente son abandonados en el campo por problemas de calidad.

No obstante, no todo este material está dispo-nible para usarlo con fines energéticos, pues en la actualidad se usan parcialmente. Las hojas han sido empleadas, en parte, para alimento de ganado o para ayudar el sistema de trans-porte del mismo banano (en los cajones de los camiones). Las fibras obtenidas de las hojas han sido empleadas, por ejemplo, para producir artesanías. Por otro lado, parte de los residuos de la cosecha de banano es dejada en el cam-po para uso como abono, o simplemente son abandonados debido a la dificultad que presen-ta su recolección y transporte (esto ocurre con

92


frecuencia es en la mayoría de los países pro-ductores de banano). En este caso, hojas y ta-llos son descompuestas por medios biológicos. Sin embargo, durante la degradación se genera metano (CH4) que, además de ser un poderoso gas de efecto invernadero, constituye energía desperdiciada.

Por lo mencionado, resulta difícil estimar la cantidad real de residuos que estaría disponi-ble para uso energético y no energético. El in-ventario de biomasa presentado en la Tabla 2.2 muestra que las provincias de Los Ríos y El Oro juntas contarían con alrededor de 77.114 t/año de raquis de banano en estado seco que podría ser usado con fines energéticos. Esto es, apro-ximadamente 0.925 millones de GJ/año (asu-miendo un poder calorífico inferior de 12 MJ/kg). Para determinar el potencial energético de los residuos lignocelulósicos de la cosecha de banano a nivel nacional se considera que al menos 50 % de esos residuos podrían recupe-rarse y usarse con fines energéticos y se asume que el poder calorífico inferior de los residuos de la cosecha de banano de 12 MJ/kg (igual que para los raquis). Así, el potencial energético to-tal aprovechable de dichos materiales podría llegar a cerca de 12 millones de GJ/año.

Cualquier uso de estos materiales lignoceluló-sicos requiere identificar sus propiedades físi-cas y químicas. Por ese motivo, en la Tabla 2.20 se presentan algunos datos reportados en la literatura sobre las propiedades de las hojas y del pseudotallo del banano. Si el objetivo es ex-pandir el análisis de usos de otras partes de la planta del banano, una fuente de consulta inte-resante que reporta la composición química de raquis y otras partes de la planta es Mohapatra et al. (2010).

A pesar del uso limitado de estos materiales en nuestro país, en otros países se han dado pa-sos importantes para adecuar procesos para su uso energético y no energético. La producción de biogás parece una de las opciones con po-tencial (Zainol, 2012). Un estudio efectuado en Australia muestra que las hojas de la planta de banano son un recurso adecuado para biodi-gestión y producción de compuestos y que no existen barreras tecnológicas para la práctica de biodigestión (Clarke et al., 2008). Otro estu-dio, efectuado por Tock et al. (2010) en Malasia, indica que la producción de biogás es prome-tedora, debido a que las hojas de banano pro-ducen biogás de elevada pureza si se compara con biogás obtenido a partir de desechos hu-manos o animales (principalmente de cerdos).

Tabla 2.20 / Algunas propiedades físicas y químicas de hojas y pseudotallosde banano.

Carbono (C)Hidrógeno (H)Nitrógeno (N)Oxígeno (O)

HumedadCenizas (Z)

CelulosaHemicelulosaLigninaExtra�ivos

Propiedad

Composición Elemental(%) (en base seca y librede cenizas)

Análisis Inmediato

Composición Química(% en peso)

Pseudotallo

36,88±0,185,19±0,020,93±0,01

43,62±0,22

9,74±1,428,65±0,10

31.27±3,6114.98±2,0315.07±0,66

4.46±0,11

Hojas

44,01±0,226,10±0,031,36±0,01

38,84±0,19

11,69±0,037,02±0,79

25.75±1,4217.08±1,11

24.84±1,329.84±0,11

Fuente: Bilba et al. (2007); Abdullah et al. (2013)

93


La producción de pulpa y fibras para uso textil es otra alternativa que ha sido probada en In-dia (Tock et al., 2010). En teoría, la aplicación de sistemas de biodigestión en Ecuador es posible y solamente requeriría infraestructura, pero es necesario efectuar más estudios evaluando las condiciones en las que puede resultar viable el uso de este tipo de biomasa no solo para la pro-ducción de energía, sino también como fuente de fibras y celulosa.

Es importante mencionar que se han dado al-gunos pasos en el país buscando aprovechar los residuos del cultivo y cosecha del bana-no para la producción de celulosa para papel (Aguilar et al., 2007; Dávalos, 2008). Un estudio publicado por Canche-Escamilla et al. (2005) presenta algunos parámetros que permitirían usar residuos de la planta de banano para la producción de celulosa. Según dicho estudio, procesos usando NaOH (hidróxido de sodio) con diferentes valores de pH (desde 9,2 hasta 8,4) permiten rendimientos desde 38,7 y 20.9 % hasta 33,8 y 21,8 % de fibra cruda y celulosa, respectivamente, cuando se usa raquis. El pro-cesamiento de pseudotallo en condiciones si-milares de procesamiento permite rendimien-tos de 31,6 y 19,5 % hasta 36,5 y 21,8 % de fibra y celulosa, respectivamente.

Una opción de uso de las fibras de banano que presenta interés es la fabricación de materiales compuestos (Neelamana et al., 2013; Zaman et al., 2013). Neelamana et al. (2013) han realizado estudios del efecto del pretratamiento por ex-plosión por vapor de fibras de banano. Dichos autores muestran que los paneles obtenidos mediante este proceso presentan mejores pro-piedades mecánicas que paneles sin el trata-miento de las fibras.

Los residuos de la fruta abandonados en el campo (conocidos como rechazo) pueden ser usados a futuro para la producción de etanol (Hammond et al., 1996; Afanador, 2005; Aurorea y Fahrasmaneb, 2009; Velásquez et al., 2010; Velásquez-Arredondo et al., 2010). En la actua-

lidad su uso es frecuente como ración animal, para lo cual esos materiales tienen que viajar grandes distancias. No existen estadísticas de la cantidad de material remanente en el campo, por lo que se requiere estudios para determinar la viabilidad de producir etanol. El raquis de ba-nano ha sido frecuentemente propuesta para producir pulpa y papel (Blanco, 2000; Turrado et al., 2009; Zuluaga et al., 2009), etanol (Guar-nizo y Martínez, 2011) o paneles aglomerados (Garcia et al., 2009). Los lixiviados del raquis han sido estudiados para combatir plagas que afectan las plantas de banano (Ortiz y Jimenez, 2009; Mogollón y Castaño, 2010). Una publica-ción reciente (Saraiva et al., 2012) muestra una revisión bibliográfica de opciones de uso de las fibras de la biomasa de banano que puede ser útil como material de consulta.

2.5.8 / Otros materiales lignocelulósicos agrí-colas y no agrícolas

2.5.8.1 / Residuos de la agroindustria del maíz y otros productos agrícolas

Ecuador cultiva alrededor de 260.000 hectáreas de maíz duro, alrededor de 60.000 hectáreas de maíz choclo y aproximadamente 815.00 hectá-reas de maíz suave seco, de acuerdo con esta-dísticas del MAGAP (2013). Según datos del III Censo Agropecuario (MAGAP, 2002), las provin-cias que mayor área cultivada con maíz duro poseen son Los Ríos, Manabí, Guayas y Loja, mientras que el maíz suave se produce princi-palmente en Loja, Chimborazo, Pichincha, Bo-lívar y Cotopaxi. La Figura 2.29 muestra que el cultivo de maíz duro a nivel nacional presenta un importante incremento en los últimos años. Como consecuencia, se puede prever que las cantidades de residuos de su cosecha e indus-trialización incrementen y se requieran opcio-nes de uso ya sea energético o no energético.

En esta sección son analizados únicamente los residuos derivados del cultivo de maíz duro, que es el que presenta mayor potencial de apro-

94


vechamiento debido a que se encuentra más concentrado en provincias de la Costa. Similar análisis ha sido efectuado, al parecer, por la CIE (2009) para levantar el inventario de este tipo de biomasa. Según datos de la Tabla 2.2, la provin-cia de Los Ríos contaría con más de 67.000 t/año de tusa en estado seco. A pesar de que existen también importantes siembras de maíz choclo, el uso de los residuos (por ejemplo hojas), espe-cialmente en la región Sierra es para uso como alimento de ganado, ya sea en estado verde o seco, mientras que parte de la planta (tallos) se deja en los campos como abono. En la Costa las plantas de maíz, luego de la cosecha, son tam-bién dejadas en los suelos para fertilización y, esporádicamente, son quemadas. La inclusión de estos materiales en futuros inventarios de biomasa requiere un análisis más profundo considerando estos usos y los beneficios o in-convenientes de estas prácticas.

El uso actual de algunos desechos como la tusa no está documentado (o al menos no existe ac-ceso a información sobre el tema) y parte de estos materiales son quemados o arrojados en el campo. La degradación de la tusa (o zuro de maíz) es dispuesta en el campo es más rápido que en el caso de la cascarilla del arroz o de la cáscara del cacao. No obstante, la generación de metano no es evitada y, de alguna manera, constituye energía desperdiciada.

El potencial de uso de los residuos de maíz en la costa ecuatoriana es muy diverso. Algunos

Figura 2.29 / Área sembrada y producción de maíz duro seco. (MAGAP, 2013).

usos pueden tener mejor viabilidad que otros debido, principalmente, a factores económicos. En Estados Unidos, por ejemplo (igual que en Europa y algunos países asiáticos), varias ins-tituciones han propuesto usar esos residuos (corn stover) para la producción de etanol. El proceso es conocido y consta de etapas bien definidas: preparación del material (reducción del tamaño de partícula) hidrólisis (sacarifi-cación de la celulosa), fermentación y destila-ción. El rendimiento de los residuos de maíz para producir etanol es entre 104 a 105 galones por tonelada de biomasa.

Una opción que parece promisoria es la ela-boración de carbón vegetal usando residuos como la tusa. Otra opción es la elaboración de furfural. La torrefacción de la tusa, por otro lado, podría ayudar en su densificación energética para ser transportada a centros de consumo en mayor escala luego de la producción de pellets o briquetas, o directamente sin compactar. El proceso puede ser muy simple, pues la tusa se somete a torrefacción y se tritura usando tritu-radores de martillo, para luego producir brique-tas con ayuda de ligantes adecuados. Plantas térmicas similares a las que se han propuesto para el uso de la cascarilla de arroz podrían ser adecuadas al uso de estos materiales.

Opciones que se podrían considerar para dar uso a las fibras y tusas de maíz son también la producción de aglomerados, la producción de fertilizantes (abonos), furfural, etc., mediante

95


el empleo de pirólisis rápida. La viabilidad de estas propuestas va a depender de varios fac-tores: demanda de productos, disponibilidad y manejo de tecnologías apropiadas, disponibili-dad de capital, infraestructura, entre otros.

Otros residuos agrícolas

Además de los residuos de la cosecha e indus-trialización del maíz, la lista puede ser incre-mentada si se incluyen residuos/subproductos de la cosecha e industrialización de la soya, el trigo, el fréjol, la yuca, el palmito, la piña, las se-millas de mango, los residuos de naranja, etc. Sin embargo, el posible uso de estos residuos requiere más estudios que permitan identificar las dificultades de recolección y transporte, así como las cantidades que podrían estar disponi-bles para uso con fines energéticos. Es posible, por otro lado, que parte de estos recursos no sea factible usarlos porque en la actualidad sirven como abonos o como alimento animal, aspecto que debe ser mantenido.

La Figura 2.30 muestra las tendencias en la siembra y producción de algunos de los citados productos que, potencialmente, podrían con-tribuir con fuentes de biomasa para uso ener-gético. Lamentablemente no se cuentan con estadísticas de rendimientos de residuos por tonelada de producto cultivado o por hectárea

sembrada. Algunos de estos residuos son par-cialmente usados para alimento de ganado o como abonos en los cultivos, por lo que el aná-lisis de estos presenta dificultades y requiere ser profundizado.

2.5.8.2 / Hierba elefante

La hierba elefante, conocida en Brasil como capim elefante, es una fuente de biomasa con mucho potencial en Ecuador debido a las con-diciones climáticas del país y porque en la ac-tualidad existen varias zonas con cultivos de este tipo de planta. Esta hierba se caracteri-za por un rápido crecimiento (Urquiaga et al., 2006), y por su alta productividad, resultante de su elevada eficiencia fotosintética.

Existen diferentes variedades de hierba elefan-te, la mayoría de las cuales puede alcanzar 3 m de altura en tiempos cortos (menos de 6 meses) y algunas variedades pueden llegar a rendir 40 t ha-1 año-1, que resulta muy superior a las 15 t ha-1 año-1 que permite obtener, por ejemplo, el eucalipto (Rocha et al., 2006). La hierba elefan-te puede crecer hasta los 2200 msnm en terre-nos de diferentes topografías, excepto terrenos inundados o con alta salinidad. Como desven-taja, puede demandar importantes cantidades de agua.

Figura 2.30 / Área sembrada y producción de trigo, soya y fréjol a nivel nacional (MAGAP, 2013).

96


El cultivo de hierba elefante en Ecuador, al igual que en otros países, es para uso como fo-rraje para ganado. Sin embargo, su alta produc-tividad ha despertado interés como fuente de biomasa para producir carbón vegetal (Rocha et al., 2006).

El uso potencial de la hierba elefante para la producción de energía o para uso combusti-ble en Ecuador requiere estudios que permitan identificar de mejor manera las zonas de culti-vo o las zonas con potencial para siembra, los métodos de cosecha que se podrían efectuar, etc., aspectos que repercutirán en las propues-tas tecnológicas para su aprovechamiento. El tema está en una etapa incipiente en el país y requiere expandir estudios relacionados con la plantación y uso de esta especie.

2.5.8.3 / Bambú

El bambú es una gramínea que puede alcanzar 30 m de altura o más, con períodos de floración en el orden de las decenas de años. Existen alrededor de 1200 variedades y 50 géneros de bambú en el mundo (Zhang et al., 2004). El país que más produce y exporta bambú y derivados es China. El bambú angustifolis, mejor conoci-do en el Ecuador como caña guadúa, nombre con el que los antiguos indígenas se referían a esta planta (Ortega et al., 2005), constituye un material con potencial para convertirse en una fuente significativa de biomasa en el futuro del país. La mayor parte de la producción de la especie angustifolis se concentra en Ecuador y Colombia. Su rápido crecimiento (el bam-bú está listo para ser cortado en 4 a 5 años) y su alto rendimiento (hasta 40 t/ha) hacen del bambú una planta excelente para fijar carbono.

La producción de bambú es importante en el país. En el 2010, Ecuador exportó 26.628 t de bambú en estado de materia prima (BCE, 2011). Pero la balanza comercial es desfavorable de-bido a la importación de productos derivados (artesanías, artículos de decoración, muebles,

etc.). Las provincias de Esmeraldas, Los Ríos, Manabí y Guayas, así como algunas regiones orientales, ofrecen condiciones adecuadas para el crecimiento de esta planta, ya sea de forma espontánea o cultivada. El requisito a tener en cuenta es la necesidad de agua con adecuado drenaje, lo que explica por qué esta planta normalmente crece cerca de fuentes de agua como ríos y regiones pantanales. Un interesante reportaje sobre el potencial del bambú en nuestro país ha sido publicado en El Comercio (http://especiales.elcomercio.com/planeta-ideas/planeta/12-de-julio-de-2014/ecuador-forestar-bambu-rentable-ecologico. Acceso en diferentes fechas), mostrando as-pectos de interés sobre el cultivo y el uso del bambú en las condiciones del país.

El potencial de uso del bambú no se limita al uso energético. La constitución particular del bambú, que consta de fibras de alta resistencia, permiten obtener a partir del tallo de esta plan-ta diversos productos como aglomerados, pa-neles, laminados, papel, etc. El bambú es capaz de sustituir a algunos plásticos, al concreto, e incluso al acero en diferentes usos. Su relación resistencia/peso es superior a la mayoría de las especies de madera, mientras que su capaci-dad de absorber energía lo vuelve muy flexible y tenaz, aspecto que ha sido considerado po-sitivo para aplicaciones constructivas. Torres et al. (2007) presentan un artículo relacionado con el comportamiento mecánico del bambú, que puede resultar de interés para aquellos in-volucrados en la cadena de producción y uso de este material.

Dentro de los empleos de la caña guadúa en Ecuador se destacan, entre otros, la construc-ción de viviendas desde hace miles de años, principalmente en zonas rurales de la costa y en algunas zonas suburbanas, así como tam-bién para la estabilización de las plantas de banano, la construcción de galpones en fincas y haciendas y la fabricación de muebles y ar-tesanías. Sobre este último uso es importante mencionar la necesidad de dar mayor valor

97


agregado a los productos de bambú, ya que al-gunos productos elaborados en la actualidad carecen de estilización adecuada para ingresar en mercados externos (ver algunas fotogra-fías, por ejemplo, en Ortega, Patiño y Salvador (2005)). Esto ha hecho que el país sea un expor-tador neto de materia prima y no de productos con valor agregado, como lo observa muy ade-cuadamente Van der Lugt (2005).

China es un ejemplo de gestión en la produc-ción y empleo del bambú. Ese país ha sustitui-do los métodos tradicionales de procesamien-to por tecnología moderna para producir una diversidad impresionante de productos. Uno de esos productos es el carbón vegetal. El car-bón vegetal de bambú constituye un material con propiedades especiales, como la presen-cia de micro-poros y excelente absorción, que lo convierten en un material adecuado para la purificación de agua (Zhang et al., 2004). Los mayores mercados consumidores de carbón de bambú son Japón, Corea del Sur y Taiwán, aunque el mercado de este producto se está extendiendo también a Europa y Norteamérica (Zhang et al., 2004).

La composición química del bambú varía en dependencia de la especie. Un estudio de Fen-gel y Shao (1984) muestra que el tallo de bambú de la especie Phyllostachys makinoi contiene 2,6 % de extractivos, 45,3 % de alfa-celulosa, 24,3 % de polyoses (hemicelulosas) y 25,5 % de lignina. La edad de la planta parece no afectar el contenido de celulosa (Li, 2004). El mismo autor muestra que el contenido de ceniza del bambú especie phyllostachys pubescens es alrededor de 1,8 % y los extractivos pueden al-canzar aproximadamente 6 %. El contenido de celulosa alcanza aproximadamente 47 % y la lignina alcanza 23,9 % (Li et al., 2007).

2.5.8.4 / Lechuguín o Jacinto de agua

Las represas de las centrales hidroeléctricas constituyen sitios donde con frecuencia se

requiere remover los lechuguines (Eichhor-nia-Crassipes) (conocidos también como Ja-cinto de agua o buchón de agua) que crecen en las superficies de agua. Su rápido crecimiento causa problemas como la reducción de peces, obstrucción de rutas de navegación, reducción de la capacidad de oxigenación del agua, o im-pacta negativamente la estética de las zonas donde crece. En Ecuador, los ejemplos más conocidos de alta presencia de lechuguines es lo que ocurre en las represas Daule-Peripa y Amaluza, esta última de la hidroeléctrica Hi-dropaute.

Cualquier uso energético o no energético de este material debe tener en cuenta que sus pro-piedades son diferentes de las que se observan en otros recursos lignocelulósicos. El mayor problema es el alto contenido de humedad que posee luego de retirado de los sitios de creci-miento. La humedad, que puede llegar hasta 95 % (Tabla 2.21), afecta el transporte y uso de este material. El contenido energético de la planta, además, es muy bajo, incluso si el contenido de agua es reducido a 10 %: 1,3 GJ/m3, que es muy inferior que el contenido en, por ejemplo la leña (9,8 GJ/m3) (Gunnarson and Pettersen, 2007). Este problema está asociado con la baja densidad del lechuguín luego de ser secado. El uso del lechuguín en procesos de combustión o producción de carbón vegetal está limitado por el alto contenido de humedad de la planta y su baja densidad. El segundo elemento que limita combustión o pirólisis es el alto contenido de cenizas, que puede llegar a 36–40 % en mate-rial secado al sol (Gunnarson and Pettersen, 2007). Un elemento que podría ser considerado para el secado es el uso de energía solar. Sin embargo, se requieren estudios que identifi-quen el potencial de este método de secado en las condiciones específicas del lugar donde la planta es generada.

Una alternativa adicional de empleo del le-chuguín es la producción de carbón vegetal para uso como fertilizante de suelos. Masto et al. (2013) han explorado esta opción y mos-

98


trado que la carbonización de lechugín en el rango 300–350 °C durante 30 a 40 minutos puede proveer de carbón adecuado para uso en suelos. Estos autores reportan que importantes mejoras en la calidad del suelo son obtenidas si se adiciona 20 g de carbón a cada kilogramo de suelo. Estas mejoras han sido reflejadas en incrementos de producción de, por ejemplo, maíz. Sin embargo, como se mencionó ante-riormente, futuros estudios deben considerar el problema del alto contenido de humedad. Este problema podría ser superado si para el apro-vechamiento energético del jacinto de agua se adoptan procesos termoquímicos en los cuales no es necesario secar el material, como es el caso de la licuefacción o la gasificación hidro-térmica (Basu, 2010).

La Tabla 2.21 muestra algunas características del lechuguín y en la Figura 2.31 se muestra una foto de esta planta. El contenido de hemi-celulosa, celulosa y lignina pueden variar lige-ramente como resultado principalmente del origen de la planta. Abdelhamid y Gabr (1991) reportan: 33,4 %, 19,5 % y 9,27 % para hemicelu-losa, celulosa y lignina, respectivamente.

En nuestro país se han efectuado algunos es-tudios de tipo académico respecto a las posi-bilidades de uso del jacinto de agua (Castillo, 2011; Torres, 2009; López, 2012). Castillo (2011) realizó un análisis del potencial energético del lechuguín retenido en la represa Amaluza-Hi-

dropaute y mostró que este material permitiría generar hasta 6 litros de biogás por kg de bio-masa húmeda, lo que podría proveer de energía superior a la requerida en el campamento de la empresa. El estudio de López (2012) mostró la viabilidad parcial de producir abonos y biogás mediante biodigestión de lechuguín. La de-gradación de la materia orgánica resultó baja (hasta 22%). Uno de los posibles elementos que han sido identificados por López (2012) que afectan este resultado es la relativamente baja temperatura del lugar donde se localizaron los biodigestores (entre 15 y 17 °C). No obstante, el contenido de humedad es sin duda un elemento que también repercute negativamente en el proceso. La producción de biogás a partir de Jacinto de agua ha sido explorada en otros estudios que sugieren la posible mezcla de lechuguín con residuos (estiércol) ganaderos (Gunnarson and Pettersen, 2007). Esta opción requiere más investigación en las condiciones de nuestro país.

Si bien el contenido de celulosa no es alto comparado con la madera (en la cual llega a aproximadamente 40%), el lechuguín ha sido sugerido para ser usado como materia prima en la producción de papel, para composting o para la producción de alimentos para ganado, especialmente porcino (Malik, 2007) y rumian-tes (Abdelhamid y Gabr, 1991). El alto contenido de hemicelulosa del lechuguín (entre 30 y 55 %) ha motivado su estudio para la producción

Tabla2.21 /Propiedades del lechuguín o jacinto de agua (Nigam, 2002)

Total sólidos (% en peso)Humedad (%)Volatiles (% del total de sólidos)

Componentes orgánicos (% del total de sólidos) Hemicelulosa Cellulosa(*) Lignina

5,0–7,692,8–95,04,2–6,1 (80,0–82,0)

48,70±0,02718,20±0,0123,50±0,004

99


de etanol mediante procesos de prehidrólisis + hidrólisis + fermentación + destilación (Malik, 2007). Sin embargo, estudios relacionados con hidrólisis enzimática han mostrado dificulta-des en el proceso. El uso de extracción con va-por o extracción con agua caliente podrían ser convenientes (es conocido que estos procesos permiten una relativa separación de lignina y permiten mejor acceso a las fibras de la bioma-sa lignocellulosica para extraer lignina) como etapas de pretratamiento de este material. Thomas y Eden (1990) concluyeron en su estu-dio que la producción de etanol vía hidrólisis enzimática no es económicamente atractivo y podría ser una alternativa únicamente donde hay necesidad evidente de etanol y no hay otra fuente de material prima.

A pesar de los efectos negativos que genera el lechuguín, su crecimiento puede tener al-gunos elementos positivos. Por ejemplo, se ha sido visto que puede ser empleado para el tra-tamiento de aguas residuales, como en el caso del proceso de tinturado de flores en Colombia (Vásquez, 2004) ya que esta planta actúa como filtro biológico para la remoción de metales pe-sados, contaminantes, sólidos suspendidos to-tales y disminución del color. La absorción de nitrógeno y fósforo ha sido vista también como un elemento positivo del crecimiento de estas plantas, lo que permitiría su uso como filtros biológicos.

2.5.9 / Otras fuentes de biomasa y biocombus-tibles

2.5.9.1 / Materiales de rellenos sanitarios

Los rellenos sanitarios son una fuente con alto potencial para obtener metano (Christensen et al., 1996). Dichos rellenos han empezado a generar interés como fuentes de energía en nuestro país, aspecto que es positivo y mere-ce divulgación adecuada. Zambiza (Quito), Las Iguanas (Guayaquil) y Pichacay (Cuenca) son rellenos sanitarios donde las respectivas au-toridades municipales han puesto interés para usarlos como fuentes de energía. Por ejem-plo, la Empresa Pública Municipal de Aseo de Cuenca, EMAC EP, es responsable de la plani-ficación y ejecución del Proyecto de Biogás en el Relleno Sanitario de “Pichacay”. El proyecto persigue captar y combustionar el gas metano que se genera durante la descomposición de los desechos sólidos que son recolectados en la ciudad de Cuenca. Con el metano se busca producir alrededor de 1.6 MWh de energía eléc-trica. Este proyecto no solo genera grandes ex-pectativas en el país por ser el primero de este tipo, sino también porque además de abastecer de energía eléctrica, contribuirá a la reducción de emisiones de metano a la atmósfera. Se es-pera que este proyecto entre en operación a fi-nales de 2015.

2.5.9.2 / Piñón, algas y otros residuos agrícolas

Antes de terminar esta sección es importante mencionar muy brevemente la disponibilidad de otras fuentes de energía presentes en el país. Hofmann (2008) menciona que, además de la palma aceitera y la soya, el algodón, el piñón y la higuerilla son cultivos con potencial para la producción de biocombustibles. Los rendimien-tos de los cultivos de algunas de estas y otras plantas para la producción de biodiesel pueden ser encontrados, por ejemplo, en Tickel (2000). Una excelente fuente de consulta sobre tecnolo-gías de producción de biodiesel a partir de acei-

Figura 2.31 / Lechuguín o Jacinto de agua (Fuente: http://www.invasive.org/weedcd/species/3020.htm)

100


tes de plantas es Uriarte (2010). Tickel (2000), por otro lado, presenta información valiosa so-bre fuentes de materia prima para la producción de biodiesel. La producción de biodiesel a partir de algas es descrita por Chisti (2007) y Shalaby (2011). La tecnología de producción de biodie-sel, así como propiedades del mismo, puede ser también consultada en Knothe et al. (2010).

Algunas plantas mencionadas por Hofmann (2008) han recibido atención en Ecuador, como es el caso del piñón (Jatropha curcas), que se puede encontrar principalmente en Manabí. De acuerdo con datos del proyecto “Energías reno-vables para Galápagos”, “la demanda de aceite de piñón (para generación termoeléctrica) en las Islas puede ser suministrada con la canti-dad actual existente de cerca viva disponible en la provincia de Manabí. Razón por la cual no se debería fomentar ni incentivar un progra-ma de siembra para satisfacer la demanda de las Islas Galápagos” (http://www.ergal.org/cms.php?c=1272. Acceso en Septiembre 26 de 2013). Sin embargo, un estudio de Padilla et al. (2011) en Chiapas, México, muestra que el cultivo de la jatropha es como cualquier otro cultivo, que re-quiere de agua, fertilizantes, etc., para proveer de un buen rendimiento. Para estos autores, “la

producción de biodiesel (a partir de jatropha) no será exitosa a menos que se le respalde con investigación, asesoría y financiamiento ade-cuados.” Algunas propiedades de las semillas de piñón son presentadas en la Tabla 2.22.

Otras plantas que son mencionadas como can-didatas para la producción de biocombustibles líquidos son el girasol, la chía (Salvia hispanica) y la higuerilla o ricino (Ricinus communis), que son analizadas en el libro “Cultivos energéticos alternativos” de Recalde y Duran (2009). Dicho libro constituye una importante fuente de con-sulta para los interesados en materias primas para producir biodiesel.

Finalmente, las algas (tanto microalgas como macroalgas) constituyen materiales que son estudiados como potencial materia prima para la producción de combustibles líquidos. Los al-tos contenidos de lípidos en las algas favorecen la idea de producir dichos combustibles. Países como Ecuador podrían ser favorecidos por la alta radiación solar para cultivar algas. Una fuente de consulta sobre el uso de algas para la producción de biodiesel es Shalaby (2011).

Tabla 2.22 / Algunas propiedades de las semillas de piñón.


Cenizas (Z)HumedadMaterial volátil (MV)

Propiedad

ComposiciónElemental (*)

Análisis Inmediato

Poder CaloríficoSuperior (PCS)

Unidad

%%%%

%%%

MJ/kg

Valor

56,67,5

3,160,12

5,06,6

80,3

21,9

Fuente: Wilson et al. (2011)

101


2.5.10 / Experiencia ecuatoriana en el uso de biogás y biodigestores

2.5.10.1 / Primeras experiencias en la produc-ción de biogás en Ecuador

Ecuador incursionó en la tecnología del biogás en el año de 1974, apoyado por la Organiza-ción Latinoamericana de Energía–OLADE y el Cuerpo de Paz de los EE.UU. (Marchaim, 1992). En el año 1979 se creó el Instituto Nacional de Energía–INE, que en el año de 1980 incursionó en un programa nacional de capacitación y difusión sobre la tecnología de biodigestores (Marchaim, 1992). La fase inicial del programa contó con la colaboración del Cuerpo de Paz, construyéndose 13 biodigestores del tipo Hin-dú. Posteriormente el INE construyó dos diges-tores por su cuenta e inició entrenamiento de personal en varias zonas rurales del país con la colaboración de otras instituciones ecuato-rianas (Maestas, Jones, Samuels Jr., & Younger, 1986). Asimismo, dentro del programa sobre biodigestores, se elaboró material relacionado al diseño y construcción de biodigestores del tipo Hindú, con capacidad desde 8 hasta 51 m3 y con una producción de biogás diaria desde 3 a 20 m3, respectivamente (Acuña, 1984).

El programa sobre biodigestores encabezado por el INE tuvo en la Escuela Superior Politéc-nica del Litoral–ESPOL un aliado sumamente importante, con quien inició investigaciones tanto en las provincias de Guayas, Manabí y Chimborazo. El INE construyó un biodigestor en Manabí (Rancho Ronald), el cual producía biogás para el funcionamiento de un electroge-nerador de 2 kW. Mientras tanto, en 1982, inves-tigadores de ESPOL diseñaron, construyeron y realizaron el seguimiento de un biodigestor ubicado en La Moya (Chimborazo) que en un principio produjo un volumen diario de 1.5 m3 de biogás. Este biodigestor tuvo problemas en su producción debido a la temperatura de la zona, por lo que se acopló un sistema solar de calentamiento de agua que permitió mejorar el rendimiento del sistema hasta en un 50%,

dependiendo de la radiación solar (González Chong, Chao Tung-San, Zavala Ortíz, & Duque Rivera, 1987). Para 1988, Ecuador contaba con alrededor de 65 biodigestores, la mayoría del tipo Hindú, pero solamente 35 % en funciona-miento (Marchaim, 1992). El mayor problema encontrado fue el financiamiento para con-tinuar con el mantenimiento de los biodiges-tores instalados. La década de los 90 fue una ‘década perdida’ para los biodigestores, tanto en Ecuador, como en el resto de la región, de-bido principalmente a que no se lograron cum-plir las expectativas generadas con los proyec-tos de la década anterior.

2.5.10.2 / Incursión en el uso de biodigestores tubulares

Es en 2002 que se tiene noticia de la instala-ción de los primeros biodigestores tubulares familiares en el valle de Intag (Imbabura) por parte de la Asociación de Campesinos Agro-ecológicos de Intag (ACAI), que en la actuali-dad se siguen instalando, habiendo acumula-do más de 80 sistemas. Estos sistemas están basados en el llamado modelo CIPAV (Botero & Preston, 1987), desarrollado en 1987 en Co-lombia por el Centro para la Investigación en Sistemas Sostenibles de Producción Agrope-cuaria–CIPAV, del cual toma el nombre. Estos biodigestores están semienterrados tomando, cuando están en funcionamiento, una forma característica de salchicha, como es conocido el modelo en algunos lugares. Para el reactor se utiliza plástico de invernadero (polietileno de baja densidad y filtro UV de espesores en torno a 0,15-0,2 mm) en forma tubular, que se amarra a dos tuberías de cemento colocadas horizon-talmente a la entrada y salida. Estas tuberías conectan, en ambos extremos del biodigestor, con cámaras construidas en ladrillo o prefabri-cadas en cemento. De esta manera se consigue un sifón que impide que el biogás generado en el biodigestor escape por la entrada o por la sa-lida. Estos biodigestores entran en el concepto de low-cost digesters (digestores de bajo costo)

102


junto con los biodigestores de domo fijo y cú-pula flotante, ya que no requieren de sistemas activos de calefacción ni agitación. En la Figu-ra 2.32 se observan modelos de biodigestores tubular modelo CIPAV en funcionamiento en diferentes partes del país.

Los biodigestores instalados en INTAG tienen de 8 a 10 m de largo, y utilizan plástico de 4 m de circunferencia, obteniendo un volumen to-tal de 7,5 a 9,57 m3, siendo 6 a 7,5 m3 correspon-dientes la fase líquida. Todos estos biodiges-tores están vinculados a corrales de cerdos con piso de cemento, con 4 a 15 animales, número que varía a lo largo del año. En todos los casos hay un fuerte aprovechamiento del abono or-gánico o biol para los cultivos familiares y del biogas generado para cocinar. En 2012, la ACAI, a través de la Coordinadora Ecuatoriana de Agroecología (CEA) instaló 12 sistemas simi-lares en la Provincia de Azuay, y seis más en Loja, difundiendo la tecnología al sur del país. A partir de la experiencia de Intag, también se ha instalado una docena de estos sistemas en Cayambe, Pichincha, y Napo, siempre bajo el mismo diseño que considera un tiempo de retención en torno a los 40-55 días. En la pro-vincia de Carchi, desde 2009, también se han instalado una decena de biodigestores tubu-lares en un proceso autónomo. Igualmente, de forma independiente, en la provincia de El Oro, también hay implementación de biodigestores

tubulares, en este caso basados en el diseño original de esta tecnología desarrollada por Botero y Preston, y a partir del cual se desarro-llaría en los posteriores años el modelo CIPAV ya comentado. La diferencia de estos modelos estriba en la entrada y salida del biodigestor tubular, ya que en el diseño original de Botero y Preston, éstas se hacían con baldes sin fondo apilados inclinados (logrando hacer un sifón igualmente) sin necesidad de cámaras rígidas a la entrada y salida.

En los casos de provincia de El Oro, los biodi-gestores alcanzan mayor tamaño, hasta los 13 m3 de volumen líquido (en este caso para tratar las aguas de lavado de un corral de más de 50 cerdos), considerando además que el tiempo de retención en estos casos baja a 25-30 días, debido a que están ubicados en una zona más cálida que los biodigestores comentados ante-riormente (Martí-Herrero, 2013).

En la actualidad se siguen instalando biodiges-tor tubulares de mayor variedad de tamaños, con diseños actualizados a los modelos desa-rrollados en Bolivia (Martí-Herrero, et al., 2014) e incluso cambiando el polietileno tubular por geomembrana de PVC. De este modo ya se es-tán instalando sistemas de biodigestores tubu-lares en serie que permiten modular la tecno-logía para tratar residuos de granjas porcícolas medianas (aproximadamente 200 animales).

Figura 2.32 / (Izquierda) Biodigestor tubular modelo CIPAV funcionando por más de cuatro años en Turi (Azuay) instalado como parte de la transferencia tecnológica del Valle de Intag. (Derecha) Biodigestor modelo Botero&Preston funcionando por 3 años en Las Lajas (El Oro).


103


En 2014, en Cayambe, se instaló un sistema de 6 biodigestores tubulares en serie, de 22 m3 cada uno, sumando un total de 84 m3, mientras que en 2015 en Los Bancos (Pichincha) se ha insta-lado otro sistema de tres biodigestores en serie, de 30 m3 cada uno, logrando los 90 m3. En estos casos el primer objetivo es cumplir con la nor-mativa ambiental de tratamiento del estiércol, y después, el aprovechamiento energético del biogás producido. Estas granjas de engorde de ganado no suelen producir el alimento de sus animales, ya que se abastecen de alimentos ba-lanceados, y por tanto no suele haber interés en el aprovechamiento del biol. Esta es una gran diferencia con los biodigestores familiares, normalmente vinculados a producciones más diversificadas que combinan producción de ali-mento y un pequeño número de animales, y por tanto el biol, el biogás, y el tratamiento de los residuos tiene un sentido completo e integral.

El potencial de los biodigestores tubulares en polietileno o geomembrana es alto en el país, pues dan respuesta tecnología accesible para

el aprovechamiento energético y agrícola del tratamiento de los residuos agropecuarios de pequeños y medianos productores. En Esme-raldas se está desarrollando en la actualidad un proyecto de implementación de 10 biodi-gestores tubulares familiares de geomembra-na, basado en la experiencia de Intag.

2.5.10.3 / Biodigestores de laguna cubierta

Para grandes productores de residuos orgáni-cos, la tecnología más accesible y adaptable a las infraestructuras existentes de tratamiento de residuos, es la laguna cubierta. Las lagunas cubiertas entran también dentro del concepto de low cost digesters por la ausencia de sis-temas activos de calefacción o agitación. La empresa Productora Nacional de Alimentos C.A.–PRONACA es un ejemplo del aprovecha-miento de biodigestores de laguna cubierta para la producción de biogás y biol. PRONACA cuenta con 6 biodigestores de laguna cubierta localizados en la provincia de Santo Domingo

Figura 2.33 / Biodigestor de laguna cubierta de la empresa PRONACA (~65m x 65m x 7m; Fuente: IICA).


104


de los Tsáchilas. En la Figura 2.33 se presenta un biodigestor perteneciente a PRONACA con un volumen de 11.000 m3 (el más grande del país), el cual recibe 250 m3 diarios de agua de desechos de aproximadamente 8.000 cerdos. Debido a que el precio de la energía eléctrica tiene un valor menor al que se requiere para in-vertir en una planta propia, PRONACA quema el biogás generado de este biodigestor (1.000 m3/día, equivalente a instalar un generador de 75 kW). El biol es el único producto que esta em-presa emplea para el riego de sus plantaciones.

2.5.10.4 / Nuevas tendencias en el uso de bio-digestores

Biodigestores tecnificados

Biodigestores tecnificados, que incorporan dis-positivos de calefacción o agitación o fases de pre tratamiento, también han sido implemen-tados en Ecuador. En 2007 se instaló un biodi-gestor de laguna cubierta de 1300 m3 de volu-men líquido en provincia Cotopaxi, alimentado principalmente por estiércol de vaca en la ha-cienda de la empresa AGROGANA y diseñado por la empresa Aqualimpia. El sistema tiene un tanque de mezcla mecanizado que sirve de pre tratamiento al sustrato que ingresa al bio-digestor. Cuenta con agitación mecánica en el interior del biodigestor mediante palas en eje horizontal y un intercambiador de calor ali-mentado por biogás para calefactor el lodo. El sistema tiene 43 días de tiempo de retención, y produce unos 30 m3 de biol al día, que es la razón de existencia del sistema. La aplicación de biol en la hacienda ha permitido aumentar rendimientos en el pasto del 20 al 25 %, y redu-cir un 30 % el uso de agroquímicos en el cultivo de rosa. El biogás no se aprovecha en la actua-lidad, y estudios realizados para la generación de electricidad muestran que no es factible debido a los precios de venta de energía esta-blecidos en la normativa vigente (Aqualimpia Engineering, 2006).

La empresa Latinoamericana de Jugos S.A. “La Jugosa”, ubicada en Sangolquí (Pichincha) tie-ne un biodigestor desde 2013 que trata de 100 a 1000 kg de residuos de frutas, produciendo de 5 a 50 m3 de biogás por día. Se trata de un biodi-gestor híbrido de flujo ascendente, lecho fijo y recirculación, construido en acero inoxidable y aislamiento de 25 m3, diseñado por la Universi-dad San Francisco de Quito. Cuenta con pre-tra-tamiento del sustrato (trituración y filtrado) y de sistemas automatizados de control de la temperatura (a 35 ºC), pH y carga. El biogás se aprovecha en procesos térmicos de la empresa y el biol es utilizado por los productores de frutas que abastecen a la empresa (Araujo, 2014). Se han instalado, además, biodigestores en varios camales, encontrando casos de éxito (Agropesa y Tulcán) y otros con menos éxito (Chunchi, Joya de los Sachas, Catamayo, Qui-to), mientras que en la actualidad hay dos dise-ñados y pendientes de construcción (Jipijapa y Santa Elena). Estos biodigestores han usado tecnologías muy variadas, con relativamente alto nivel de tecnificación, pero no se cuenta aún con resultados de su operación.

Nuevos proyectos

Los biodigestores están entrando en la agenda del país, desde el ámbito del Estado, la investi-gación y desarrollo y el surgimiento de provee-dores de tecnologías de digestión anaerobia. Hay cuatro Ministerios del Gobierno involucra-dos en biodigestores, cada uno con un enfoque complementario a los otros, que desde 2015, están empezando a coordinar sus acciones: El Ministerio de Electricidad y Energía Reno-vable–MEER está realizando la difusión de la tecnología en el sector agropecuario y apoyan-do además la implementación de biodigestores demostrativos. El Ministerio de Industrias y Productividad–MIPRO ha apoyado con la asis-tencia técnica para implementación diges-tores en camales. El Ministerio de Agricultura y Ganadería–MAGAP está produciendo bioles como bio-insumos que desplace fertilizantes agroquímicos. El Ministerio del Ambiente–

105


MAE, a su vez, está apoyando la asistencia téc-nica a pequeños y medianos porcicultores para el diseño e implementación de biodigestores.

Desde la I+D hay seis universidades con ac-tividad en biodigestores, al menos a nivel de elaboración de tesis de pregrado como son: la Universidad de Cuenca (Azuay), la Universi-dad Laica Vicente Rocafuerte–ULVR (Guayas), la Escuela Superior Politécnica de Chimbora-zo–ESPOCH (Chimborazo), la Escuela Superior Politécnica del Litoral–ESPOL (Guayas), la Uni-versidad Técnica del Norte–UTN (Imbabura) y la Universidad San Francisco de Quito–USFQ (Pichincha), encontrando en estas dos últimas proyectos de diseño e implementación de bio-digestores. El Instituto Nacional de Eficiencia Energética y Energías Renovables–INER, ads-crito al MEER, también está desarrollando ac-tividades de I+D, monitoreando media decena de biodigestores tubulares existentes, desarro-llando, implementado y monitoreando sistemas adaptados al frío (a partir de la experiencias de Bolivia), sistemas dry digestion bajo el concepto low-cost digesters, y apoyando en la asistencia técnica al MEER, MIPRO, MAE, universidades, municipios y proveedores de tecnología.

En cuanto a proveedores de tecnología, la tec-nología de biodigestores tubulares de pequeña y media escala es la más cubierta debido a que es la más exitosa y con mayor potencial en el país. Respecto a los biodigestores de laguna cubierta hay una carencia de proveedores y de casos de éxito con factibilidad económica, pero con gran potencial en cuanto a sistemas de tratamiento de residuos. Apenas existen pro-veedores de biodigestores tecnificados debido a los altos costos asociados y a la acumulación de experiencias fracasadas.

2.5.10.5 Perspectivas sobre el uso de biodiges-tores en Ecuador

El impulso que ha tomado esta tecnología en los últimos años, debido a su versatilidad en

cuanto a tratamientos de residuos, aprovecha-miento energético y agrícola de sus productos, se ve reflejada en el interés por parte de varios ministerios, así como la incubación de nuevos proveedores de tecnología y consolidación de los existentes que vienen acumulando éxitos en su implementación. Los biodigestores tubu-lares son actualmente los que más se instalan y los que aparentemente mayor proyección tienen. Respecto a biodigestores tecnificados, por su alto costo y la carencia de incentivos suficientes para producir y vender electricidad generada con biogás (CONELEC, Participación de los generadores de energía eléctrica produ-cida con Recursos Energéticos Renovables No Convencionales (Codificación Regulación No. CONELEC 001/13), 2014), limitan su desarrollo y difusión, a pesar de existir estudios (a nivel teórico) que arrojan resultados positivos. La agroindustria empieza a mostrar interés, pero hasta ahora empujada únicamente como solu-ción medio ambiental.

Existen experiencias positivas con biodiges-tores de bajo costo, ya sean biodigestores tubu-lares o lagunas cubiertas, pero en pocos casos con tecnologías tecnificadas. Hay en la actua-lidad una serie de oportunidades para la pene-tración de los biodigestores en Ecuador por el anunciado retiro del subsidio al GLP relacio-nado con el ingreso del Programa de Cocción Eficiente, por el incremento a los incentivos a la producción y a una fiscalización medioam-biental que va en aumento. Estas oportunida-des pueden permitir el desarrollo de tecnología local a corto plazo, con una visión de "just right technology" (tecnología estrictamente necesa-ria) que abarate costes de implementación y la haga más accesible y rentable.

2.6 / Consideraciones finales

El presente capítulo ha mostrado que Ecuador dispone de una diversidad enorme de fuentes de biomasa para la producción de energía y otros productos. La variedad de factores climá-

106


ticos contribuye para que en un espacio relati-vamente pequeño de tierra tengamos al alcan-ce recursos lignocelulósicos que podrían ser empleados no solo para la producción de ener-gía, sino también para la producción de aglo-merados o productos químicos. Sin embargo, se ha observado que no existen suficientes da-tos sobre la localización, abundancia de estos materiales, o estudios que permitan dilucidar sobre las opciones con mejores perspectivas en el país. El biogás es un tipo de energía reno-vable también con enorme potencial. Existen suficientes experiencias en el país y en la Re-gion Andina sobre la producción y uso de bio-gás y es importante impulsar su explotación a mayor escala.

Este capítulo no ha pretendido mostrar todos los materiales disponibles en el país ni ser la última palabra respecto al potencial de la bio-masa residual en Ecuador o los potenciales usos y/o productos. Por el contrario, el único objetivo ha sido sintetizar y juntar información dispersa, así como contribuir con nuestro pun-to de vista sobre la situación, las perspectivas y el potencial del uso de la biomasa en el país, pretendiendo que sirvan de partida para futu-ras discusiones y crear bases que puedan ser expandidas en estudios posteriores. El uso de la biomasa para la producción de energía no va a resolver problemas ambientales creados por el hombre ni la posible escasez de ener-gía y combustibles a futuro ni en Ecuador ni a nivel global. Por lo tanto, el uso de energías renovables debe ir acompañado de otros facto-res, como la eficiencia y ahorro de energía, así como de políticas claras y estudios profundos que involucren aspectos sociales y ambienta-les.

La sección 2.3 de este capítulo muestra en de-talle aspectos tecnológicos que podrían ser to-mados en cuenta en las discusiones técnicas que busquen alternativas de uso de una u otra fuente de biomasa lignocelulósica residual o producida. Esta sección podría ser de particu-lar interés para los involucrados en la produc-

ción e industrialización de arroz en la costa ecuatoriana. No obstante, los conceptos rela-cionados con el uso de la cascarilla de arroz, específicamente mediante combustión contro-lada, pueden ser adaptados a otros tipos de re-siduos agrícolas o materiales lignocelulósicos destinados a la producción de energía y otros bioproductos.

El aprovechamiento de las fuentes de bioener-gía en el país va a depender de varios factores. Entre ellos: 1) de una adecuada logística para la recolección, transporte, pretratamiento y almacenaje, 2) de la aplicación de tecnologías apropiadas, beneficiando al país desde el pun-to de vista económico, social y ambiental, 3) de la apertura hacia mercados o de la creación de un mercado interno capaz de absorber la pro-ducción (energía y otros productos). El mundo demanda cada vez más combustibles y cada país o región tendrá que enfrentarse en el corto plazo a la búsqueda de soluciones energéticas adecuadas y disponibles in situ. Hasta tanto, nuestro país requiere crear condiciones que favorezcan la incursión en dichas fuentes de energía. La creación de políticas, la redirección de subsidios a la energía hacia el fomento de nuevas fuentes energéticas, el soporte econó-mico a universidades y centros de investiga-ción relacionados con bioenergía y la implan-tación de metas claras, serán factores claves para el éxito de futuros trabajos relacionados con bioenergía en Ecuador.

Agradecimientos

Parte de este capítulo ha sido realizado gracias al apoyo del Ministerio de Electricidad y Ener-gía Renovable (MEER), que financió la realiza-ción del trabajo relacionado con la cascarilla de arroz en Ecuador (Contrato 472–SJ–2008), llevado a cabo por M.R.Pelaez-Samaniego. Gracias también a la Ing. MS. Paola Cabrera Zenteno e Ing. Verónica Albarracín por su con-tribución en el mencionado proyecto. Nuestra gratitud para los funcionarios del MAGAP (Gua-

107


yaquil, Babahoyo y Quito) por facilitar informa-ción y por las sugerencias para llevar a cabo el estudio de las opciones de uso de la cascarilla de arroz. Gracias a quienes nos abrieron sus puertas para observaciones y discusiones en varias visitas de campo. En particular, nues-tro agradecimiento a: Dr. Guido Silva (Babaho-yo), Ing. Galo Gruque (Daule), Ing. Pedro López

(Montalvo), Ing. Juan José Molina (Lomas de Sargentillo), Sr. Ramón Villacrés (Babahoyo), Ing. Gonzalo Garzón (PRONACA-Babahoyo), Sr. Roberto Ronquillo (Samborondón). Jaime Mar-tí-Herrero agradece al Proyecto PROMETEO de la Secretaría de Educación Superior, Ciencia, Tecnología e Innovación del Ecuador (Senes-cyt) por financiar parte de su trabajo.

2.7 / Referencias y material de consulta

1. Abdelhamid, A.M, Gabr, A.A., Evaluation of water hyacinth as a feed for ruminants, Archiv für Tierernaehrung 41(7–8), 1991, 745–756.

2. Abdullah, N., Sulaiman, F., Taib, R.M., Characteriza-tion of banana (Musa spp.) plantation wastes as a potential renewable energy source, 2012 National Physics Conference: (PERFIK 2012) AIP Conf. Proc. 1528, pp. 325-330; doi: http://dx.doi.org/10.1063/1.4803618.

3. Acuña, M. (1984). Manual Técnico para Construc-ción y Mantenimiento de Biodigestores tipo Hindú.Quito: Instituto Nacional de Energía.

4. Afanador, A.M., El banano verde de rechazo en la producción de alcohol carburante, Revista EIA, ISSN 1794-1237 Número 3 p. 51-68. Junio 2005, Escuela de Ingeniería de Antioquia, Medellín (Colombia).

5. Aguilar S., Ramírez J., Malagón O., extracción de fi-bras no leñosas: cabuya (furcraea andina trel.) y banano (musa paradisiaca) para estandari-zar un proceso tecnológico destinado a la ela-boración de pulpa y papel, Revista Iberoameri-cana de Polímeros V.8 (2),Marzo/2007.

6. Albino, V., Dangelico, R.M., Natalicchio, A., Yazan, D.M., 2011 Alternative energy sources in ce-ment manufacturing. A systematic review of the body of knowledge, Network for Business Sustainability, Bari, Italia.

7. Amidon TE, Wood CD, Shupe AM, Wang Y, Gra-ves M, Liu S (2008) Biorefinery: Conversion of woody biomass to chemicals, energy and ma-terials. J Biobased Mater Bio 2: 100–120.

8. ANCUPA (Asociación Nacional de Cultivadores de Palma Aceitera), Censo Palmero 2005. Dispo-

nible en: http://www.ancupa.com, acceso 24 de Marzo de 2011.

9. Aqualimpia Engineering. (2006, Agosto 2). Aqua-limpia Engineering. Retrieved Marzo 27, 2015, from http://www.aqualimpia.com/PDF/BD-San-Francisco.pdf

10. Araujo, A. C. Puesta en marcha de la plan-ta semi-industrial de digestión anaeróbi-ca en Latinoamerica de Jugos S.A. Tesis de grado (http://repositorio.usfq.edu.ec/bits-tream/23000/3276/1/000110348.pdf). Quito: Uni-versidad San Francisco de Quito, Junio 2014.

11. Aurorea G., P. B., Fahrasmaneb L, Bananas, raw materials for making processed food pro-ducts”, Trends in Food Science & Technology: 20, 78-91, (2009).

12. ATSDR (Agency for Toxic Substances and Disea-se Registry), 1999, SULFUR TRIOXIDE AND SULFURIC ACID, CAS ID 7446-11-9, 7664-93-9. Disponible en: http://www.atsdr.cdc.gov/subs-tances/toxsubstance.asp?toxid=47, Acceso 24 de Agosto de 2011.

13. Armesto, L., et al., Combustion behavior of rice husk in a bubbling fluidized bed, Biomass and Bioenergy 23 (2002) 171-179

14. Barriga, A., 1985 Reporte final a CONESUP de proyecto Fuerza motriz rural de gasificación térmica de desechos agroforestales, ESPOL, Guayaquil.

15. Barriga, A. (1992) Uso de leña y otros residuos fo-restales en gasificación térmica, Reporte In-terno, ESPOL, Guayaquil.

16. Basu, P., 2010, Biomass Gasification and Pyrolysis, Practical Design and Theory, Elsevier, Oxford.

108


17. Bilba, K., Arsene, M-A., Ouensanga, A., Study of banana and coconut fibers. Botanical compo-sition, thermal degradation and textural ob-servations, Bioresource Technology 98 (2007) 58–68.

18. Blanco, M.L., (2000). Pulpeo y caracterización de raquis de banano (Musa AAA, “Giant Cavendi-sh”) bajo los procesos hidrotérmicos y termo-químico a la soda, Ingeniería, 10(1-2): 43–47.

19. Botero, R., & Preston, T. (1987). Biodigestor de bajo costo para la producción de combustible y fer-tilizante a partir de excretas.Cali: CIPAV. Dis-ponible en : http://www.utafoundation.org/publications/botero&preston.pdf.

20. Bridgewater, A. V., Peacocke, G. V. C., Fast pyroly-sis processes for biomass. Renewable & Sus-tainable Energy Reviews 4, p. 1-73. 1999.

21. Brown, R.C., Stevens, C., Thermochemical Proces-sing of Biomass: Conversion into Fuels, Che-micals and Power Hardcover – April 18, 2011, Wiley, 2011.

22. BCE, 2011, Estadísticas de exportación de carbón vegetal, Disponible en la página web: www.bce.fin.ec, Acceso 6 de Abril de 2011.

23. Canche-Escamilla, G. et al. Obtención de ce-lulosa a partir de los desechos agríco-las del banano. Inf. tecnol., La Serena, v. 16, n. 1, 2005. Disponible en <http://www.scielo.cl/scielo.php?script=sci_arttext&pi-d=S0718-07642005000100012&lng=es&nrm=i-so>. Accedido en 03 abr. 2011. doi: 10.4067/S0718-07642005000100012.

24. Burke, D.A., Dairy Waste Anaerobic Digestion Handbook. Options for Recovering Beneficial Products from Dairy Manure, Environmental Energy Company, Olympia, WA, 2001.

25. Carchi, J., Comunicación personal, 16 de Enero de 2008.

26. Castillo, N.R., (2011) Estudio del ahorro energético del uso del biogás producido por la biodiges-tión del Jacinto de Agua (Eichhornia-Crassi-pes) Trabajo académico del módulo de Ges-tión de Energía, Maestría en Planificación y Gestión Energéticas, Universidad de Cuenca, Cuenca.

27. Celi, R., Obtención de Variedades de Arroz en Ecuador, In: Manual del Cultivo del Arroz, Ins-tituto Nacional Autónomo de Investigaciones Agropecuarias, Segunda Edición, Guayaquil, 2007, pp 20-27.

28. CENIPALMA. 2011. Programa Procesamiento, Área de ingeniería-Proyecto Cogeneración.

29. Centro Nacional de Producción más Limpia, Uni-versidad Pontificia Bolivariana & EMPA, 2012. Evaluación del ciclo de vida de la cadena de producción de biocombustibles en Colombia. Capitulo II : Estudio ACV – Impacto Ambiental, Medellin, Colombia

30. Chaouch, M., Dumarcay, S., Pétrissans, A., Pétris-sans, M., Gérardin, P. (2013) Effect of heat treat-ment intensity on some conferred properties of different European softwood and hardwood species, Wood Sci Technol 47: 663–673.

31. Chisti, Y., Biodiesel from microalgae, Biotechno-logy Advances 25 (2007) 294–306.

32. Christensen, T.H., Cossu, R., Stegmann, R., Land-filling of waste: Biogas, E & EN Spon, London, 1996.

33. CIE–Corporación para la investigación energéti-ca, Inventario de biomasa residual en las pro-vincias de Los Ríos, El Oro y Pichincha, Quito, 2009.

34. CIE–Corporación para la investigación energé-tica, 2013. Proyecto Biodigestores, http://www.energia.org.ec/cie/?page_id=45, Acceso No-viembre 7 de 2013.

35. CIENTEC, Fundação de Ciência e Tecnologia, “Aproveitamento energético da casca de arroz”, Informe final del proyecto de investiga-cion CIENTEC-FINEP, Porto Alegre (Brasil), 170 p., 1986

36. CINCAE, (n.d), La industria azucarera del Ecua-dor, Acceso en Abril 10 de 2011, de: http://www.cincae.org/prueba.htm

37. Clarke, W.P., Radnidge, P., Lai, T.E., Jensen, P.D., Hardin, M.T., Digestion of waste bananas to generate energy in Australia, Waste Manage-ment 28 (2008) 527–533

38. COFENAC, El sector cafetalero ecuatoriano: Diag-nóstico, 2010. Disponible en: http://www.cofe-nac.org, acceso en Marzo 20 de 2011.

39. CONELEC, Estadística del sector eléctrico ecua-toriano, Año 2009, Quito, 2010.

40. CONELEC, 2103. Plan Maestro de Electrificación 2012-2021, Disponible en: http://www.conelec.gob.ec/documentos.php?cd=4214&l=1

41. CONELEC. (13 de Marzo de 2014). Participación de los generadores de energía eléctrica produci-da con Recursos Energéticos Renovables No Convencionales (Codificación Regulación No.

109


CONELEC 001/13). Quito: Consejo Nacional de Electricidad.

42. CONELEC, Balance de energía producida e im-portada, Disponible en el sitio web: www.cone-lec.gov.ec, acceso en diferentes, 2007.

43. CORDELIM, 2008, Oficina Nacional de Promoción del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) del Ecuador, Disponible en el sitio web: http://www.cordelim.net/cordelim.php?c=571, Acce-so en diferentes fechas.

44. Cortez, L.A.B., Silva, E.E., Olivarez, E., Biomassa para energia, Editora UNICAMP, Campinas, SP, 2008.

45. Crespo-Gutiérrez, R., Romero, E. J., Cunuhay, P. S., Blanco, G. L., & Fonseca, C. S. (2008). Análisis comparativo de las propiedades físico-mecá-nicas de la madera de Fernán Sánchez (Tripla-ris cumingiana Fish. Mey.) de Quevedo y Bal-zar. Revista Ciencia y Tecnología, 1(2), 79-85.

46. Cruz G, Pirilä M, Huuhtanen M, Carrión L, Al-varenga E, et al. (2012) Production of activa-ted carbon from cocoa (Theobroma cacao) pod husk. J Civil Environment Eng 2: 109. doi:10.4172/2165-784X.1000109.

47. Daud, Z., Kassim, A.S.M., Aripin, A.M., Awang, H., Hatta, M.Z.M., Chemical composition and mor-phological of cocoa pod husks and cassava pe-els for pulp and paper production,Australian Journal of Basic and Applied Sciences, 7(9): 406-411, 2013

48. Dávalos, M.P., Implementación de fábrica de pa-pel y derivados empleando residuos de bana-no como materia prima”, Tesis de grado, ES-POL, Guayaquil, 2008.

49. DEDINI, Dedini Industria de Base, 30 anos de Pro-alcool, Campinas: Unicamp,16 nov. 2005.

50. Delgado, P., Larco, A.M., García, C.E., Alcívar, R., Chilán, W.P., Patiño, M., CAFÉ EN ECUADOR: Manejo de la Broca del Fruto (Hypothenemus hampei Ferrari), Convenio CFC–OIC–CABI Commodities–ANECAFÉ, Mana, 2002.

51. Diamond, J., Collapse: How societies choose to fail or succeed, Penguin Group, New York, 2005.

52. Duque, J. (1993) Reporte de Proyecto con Instituto Nacional de Energía sobre Diseño y construc-ción de plantas de gasificación de pequeña es-cala a base de carbón vegetal para generación eléctrica, ESPOL.

53. Elliott, D.C., Neuenschwander G.G., Hart, T.R., But-ner, R.S., Zacher, A.H., Engelhard, M.H., Young,

J.S., McCready, D.E., Chemical Processing in High-Pressure Aqueous Environments. 7. Pro-cess Development for Catalytic Gasification of Wet Biomass Feedstocks, Ind. Eng. Chem. Res., 2004, 43 (9): 1999–2004.

54. Elliot, D.C., 2011. Hydrothermal processing, In: Thermochemical processing of biomass: Con-version into fuels, chemicals, and power, First Edition, Edited by C. Brown, John Wiley and Sons.

55. Embrapa, Empresa Brasileira de Pesquisa Agro-pecuária, Emissões de metano do cultivo de arroz, Ministério da Ciência e Tecnologia,Bra-sil, 2002

56. FAO, Food and agriculture organization of the United Nations, Disponible en el sitio: http://faostat.fao.org/site/567/DesktopDefault.as-px?PageID=567 Acceso Abril 20 de 2011.

57. FAO, Food and agriculture organization of the United Nations, Departamento de Montes, El gas de madera como combustible para moto-res, ISBN 92-5-302436-4, Roma, 1993. Disponi-ble en el sitio web: http://www.fao.org/docrep/T0512s/t0512s00.HTM

58. FEDEPALMA. 2010. Anuario estadístico, la agroin-dustria de la palma de aceite en Colombia y en el mundo. Bogotá (Colombia). 158 p.

59. Fedepalma, 2014. Statistical Yearbook 2014-The Oil Palm Agroindustry in Colombia and the World 2009 - 2013 Fedepalma, ed., Bogotá. D.C.- Colombia: Javegraf.

60. Fengel, D., Shao, X., (1984) A chemical and struc-tural study of the Bamboo species Phyllosta-chys makinoi Hay, Wood Science and Techno-logy, 18: 103–112.

61. Foulkes, D., Espejo, S., Marie, D., Delpeche, M., Preston, T. R., 1977. The banana plant as catt-le feed: composition and biomass production. Trop. Anim. Prod., 3 (1): 45-50

62. Foletto, E.L., Hoffmann, R., Hoffmann, R.S., Portu-gal, U.L., Jahn, S.L., Applicability of rice husk ash, Quimica Nova (2005), Volume 28, Issue: 6, Pages: 1055-1060

63. Foley, G., Barnard, G., Biomass gasification in developing countries, Technical Report No.1, Earthscan, London, 1983.

64. Fonseca, F., Luengo, C.A., Suarez, J.A., Beaton, P.A., Wood briquette torrefaction, Energy for Sustainable Development l Volume IX No. 3 l September 2005.

110


65. García, J.M., Restrepo, A., González, A., Evaluación del desempeño acústico de páneles de raquis de plátano y Banana, V Encuentro Nacional y el III Encuentro Latinamericano sobre Edifica-ciones y Comunidades Sustentables (ENECS y ELECS 2009) Recife, Pernambuco, 28–30 de Octubre de 2009.

66. Garcia-Perez, M.; Lapass, P.; Roy, C. An Overview of the Potential Use of Bio-oils as Fuels in Ad-vanced Combustion Systems. STCBC 2004, Victoria, British Columbia, Canada.

67. Garcia-Perez, M. Fuel Properties of Vacuum Pyrolysis Oils derived from Word industry re-sidues. Ph. D. Thesis. Université Laval, 2005.

68. González Chong, W., Chao Tung-San, J., Zavala Or-tíz, G., & Duque Rivera, J. (1987). Biodigestores y biogas: Recuento de la experiencia en ESPOL. Encuentro Nacional sobre Biodigestores: Me-morias (pp. 15-22). Machala: Universidad Técni-ca de Machala - Instituo Nacional de Energía.

69. Gouvea B.M., Torres C., Franca A.S., Oliveira L.S., Oliveira E.S., Feasibility of ethanol produc-tion from coffee husks, Biotechnology Letters (2009) 31:1315–1319.

70. Guarnizo, A., Martínez, P.N., Estudio de la hidró-lisis ácida del raquis de banano, Rev. Invest. Univ. Quindío (22): 83- 91.

71. Gunnarsson, C.C., Petersen, C.M., Water hyacin-ths as a resource in agriculture and energy production: A literature review, Waste Mana-gement 27 (2007) 117–129.

72. Hammond, J. Egg, R., Diggins, D., Coble C. G., Alco-hol from bananas, Bioresource Technology 56, 125-130 (1996).

73. Hofmann, M., Energía Renovable para Galápagos. PROYECTO ERGAL: Sustitución de combusti-bles fósiles por biocombustibles en la gene-ración de energía eléctrica en la Isla Floreana, Quito, 2008.

74. Hugot, E., Handbook of cane sugar engineering, Elsevier Publiching Co., New York, 1972.

75. INEC, Instituto Ecuatoriano de Estadísticas y Censos, Encuesta de superficie y producción agropecuaria 2002-2006, Análisis de Resul-tados – Arroz en el Ecuador, Disponible en el sitio web: http://www.inec.gov.ec/interna.as-p?inc=enc_tabla&idTabla=184, Acceso en 20 de Noviembre de 2007.

76. INIAP, Manual del Cultivo del Arroz, Manuel No. 6, Segunda Edición, 2007.

77. Jain, A.K., Goss, J.R., Determination of reactor scaling factors for throatless rice husk gasi-fier, Biomass and Bioenergy 18, Issue 3 (2000) 249-256

78. Jenkins, B. M., et al., Combustion properties of biomass, Fuel Processing Technology 54 1998 17–46

79. Kalia, V.C. Sonakya, V. Raizada, N., Anaerobic di-gestion of banana stem waste Found In: Bio-resource technology. Bioresour. Technol. June 2000. v. 73 (2): 191–193.

80. Kjellstroem, B., Barriga, A. (1987) Reporte del Pro-ducer Gas Secretariat sobre Evaluación de Ex-periencias del Banco Mundial con Sistemas de Gas Pobre en Diversos Países, Instituto Bei-jer de Suecia.

81. Knothe, G., Van Gerpen, J., Krahl, J., (editors), The Biodiesel Handbook, Second Edition, AOCS Press, Urbana, IL. 2010.

82. Korres, N., O’Kiely, P., Benzie, J.A.H., West, J.S., Bioenergy Production by Anaerobic Digestion: Using Agricultural Biomass and Organic Was-tes, Routledge, New York, 2013.

83. Lehmann, J., Stephen, J., Biochar for Environ-mental Management: An Introduction, In: Bio-char for Environmental Management. Science and Technology, Earthscan Publishers Ltd, 2009

84. Leung, D.Y.C., Yin, X.L., Wu, C.Z., A review on the development and commercialization of bio-mass gasification technologies in China, Re-newable and Sustainable Energy Reviews, 8 (2004) 565–580

85. Li, H., Biomass gasification and power generation in China, CTI Industry Joint Seminar New Del-hi, 7 – 8 March 2007.

86. Li, X., Physical, chemical, and mechanical pro-perties of bamboo and its utilization potential for fiberboard manufacturing, Master’s thesis, Louisiana State University, Baton Rouge, 2004.

87. Li, X.B., Shupe, T.F., Peter, G.F., Hse, C.Y., Heber-hardt, T.L., 2007 Chemical changes with ma-turation of the bamboo species phyllostachys pubescens, Journal of Troprca1 ForestScience 19(1): 6–12.

88. López, D.N., Aprovechamiento del lechuguín (Ei-chhornia-Crassipes) para la generación de abono orgánico mediante la utilización de tres diseños diferentes de biodigestores, Tesis previa a la obtención del título de Ingeniera

111


Ambiental, Universidad Politécnica Salesiana, Cuenca, 2012.

89. López-Miranda, J., Soto-Cruz, N.O., Rutiaga-Qui-ñones, O.M., Medrano-Roldán, H., Arévalo-Ni-ño, K., Optimización del proceso de obtención enzimática de azúcares fermentables a partir de aserrín de pino, Rev. Int. Contam. Ambient. 25 (2) 95-102, 2009.

90. Luengo, A.A., Fonseca, F., Bezzon, G., Pirólise e to-rrrefação de biomassa, In: Biomasa para ener-gia, In: Biomassa para energia. Organización: Cortez, L.A.B., Silva E., Olivarez, E., Editora Uni-camp, Campinas, 2008.

91. Maestas, G., Jones, D. W., Samuels Jr., G., & Youn-ger, D. R. (1986). Final evaluation of USAID Pro-ject No. 518-0029/Loan No. 518-w-039, Alter-native Energy Sources. Oak Ridge: Oak Ridge National Laboratory.

92. MAGAP, III Censo Nacional Agropecuario, Resul-tados Nacionales (2002), Quito.

93. MAGAP – Ministerio de Agricultura, Ganadería, Acuicultura y Pesca del Ecuador, Estadística Arrocera 1990-2007, 2008a.

94. MAGAP – Ministerio de Agricultura, Ganadería, Acuicultura y Pesca del Ecuador, Dirección Agropecuaria del Guayas, Piladoras de arroz por categoría y su procesamiento en quinta-les/hora, 2008b.

95. MAGAP, Ministerio de Agricultura, Ganadería, Acuicultura y Pesca del Ecuador, Dirección Agropecuaria del Guayas Estadísticas Pilado-ras de arroz ubicadas en el Cantón Daule, Di-rección Agropecuaria Provincial del Guayas, 2008c.

96. MAGAP, (2011), Principales cultivos del Ecuador, Serie histórica 2000–2010.

97. MAGAP, 2013. Sistema de Información Nacional de Agricultura, Ganadería, Acuacultura y Pes-ca, Disponible en: http://servicios.agricultura.gob.ec/sinagap/index.php/superficie-produc-cion-y-rendimiento

98. Malik, A., Environmental challenge vis a vis opportunity: The case of water hyacinth, Envi-ronment International 33 (2007) 122–138.

99. Mansaray, et al., Air gasification of rice husk in a dual distributor type fluidized bed gasifier, Bio-mass and Bioenergy 17 (1999) 315-332.

100. Marchessault, R.H. (1991) Steam explosion: a re-fining process for lignocellulosics, In Focher et al. (eds) Steam explosion techniques. Funda-

mentals and Industrial Applications, Gordon and Breach Science Publishers, Amsterddan, pp. 1–19.

101. Marchaim, U. (1992). Biogas processes for sustai-nable development. Rome: Food and Agricul-ture Organization of the United Nations (FAO).

102. Martí-Herrero, J. (2013). Intercambio de experien-cias en biodigestores entre Ecuador y Bolivia. Redbiolac. http://redbiolac.org/wp-content/uploads/Informe_Ecuador_Bolivia_2013.pdf.

103. Martí-Herrero, J., Chipana, M., Cuevas, C., Paco, G., Víctor, S., Zymla, B., . . . Gamarra, A. (2014). Low cost tubular digesters as appropriate te-chnology for widespread application: Results and lessons learned from Bolivia. Renewable Energy (71), 156-165.

104. Masto, R.E., Kumar, S., Rout, T.K., Sarkar, P., Geor-ge, J., Ram, L.C. (2013) Biochar from water hya-cinth (Eichornia crassipes) and its impact on soil biological activity, Catena 111: 64–71.

105. Matsumura, Y., Minowa, T., Potic, B., Kersten, S.R.A., Prins, W., van Swaaij, W.P.M., van de Beld, B., Elliott, D.C., Neuenschwander, G.G., Kruse, A., Antal Jr., M.J., Biomass gasification in near- and super-critical water: Status and prospects, Biomass and Bioenergy 29 (2005) 269–292.

106. Mayer, F. D., Aproveitamento da casca de arroz em uma Micro Central Termoelétrica – ava-liação dos impactos econômicos e ambientais para o setor arrozeiro do Rio Grande do Sul, Te-sis de Maestría, UFSM, Santa Maria, 2009.

107. McGee, T., Biochar Offers Answer for Healthy Soil and Carbon Sequestration, Treehugger, 03/23/08, Retrieved January 26th, 2011, from: http://www.treehugger.com/files/2008/03/bio-char_an_answer.php

108. Mena, A. (2008) Presentación de Proyecto de Uso de Gasificación Térmica en Generación Eléc-trica, Taller de Fuentes Renovables de Energía, EPN, Quito.

109. Ministerio Coordinador de Sectores Estratégi-cos, Balance Energético Nacional 2013, Año Base 2012, Quito, 2013.

110. Mishima, D., Kuniki, M., Sei, K., Soda, S., Ike, M., Fujita, M., Ethanol production from candida-te energy crops: Water hyacinth (Eichhornia crassipes) and water lettuce (Pistia stratiotes L.), Bioresource Technology 99 (2008) 2495–2500.

112


111. Mogollón, A.M., Castaño, J., Evaluación in vitro de lixiviados del raquis de plátano sobre Para-cercospora fijiensis (morelet) deighton, Agron. 18 (2): 17 - 23, 2010

112. Mohapatra, D., Mishra, S., Sutar, N., (2010). Bana-na and its by-product utilization: An overview. Journal of Scientific and Industrial Research, 69: 323–329.

113. Navarro, R.M., Sanchez-Sanchez, M.C., Alva-rez-Galvan, M.C., del Valle, F., Fierro, J.L.G., 2009. Hydrogen production from renewable sources: biomass and photocatalytic opportunities, Energy and Environmental Science, 2: 35–54.

114. Neelamana, I.K., Thomas, S., Parameswaranpil-lai, J., (2013), Characteristics of Banana Fibers and Banana Fiber Reinforced Phenol Formal-dehyde Composites-Macroscale to Nanoscale, J. APPL. POLYM. SCI. 2013: 1239–1246.

115. Nigam, J.N., Bioconversion of water-hyacinth (Eichhornia crassipes) hemicellulose acid hydrolysate to motor fuel ethanol by xylose–fermenting yeast, Journal of Biotechnology 97 (2002) 107–116.

116. OLADE, Balance Energético Ecuatoriano, Año 2007, Quito, 2009

117. Ortega V.A., Patiño, M.L., Salvador L.J., Proyecto de desarrollo artesanal: Artesanías elabora-das con bambú guadua Angustifolia Kunth y lanzamiento de un servicio de asesoría en decoración de ambientes en la ciudad de Gua-yaquil, Tesis de grado, ESPOL, Guayaquil, 2005.

118. Ortiz, M.F., Jiménez. M.I., (2009). Evaluación de la actividad de los Lixiviados de Raquis de Bana-no (Musa AAA), Plátano (Musa AAB), Y Banano Orito (Musa AA) Sobre el Agente Causal de La Sigatoka Negra (Mycosphaerella fijiensis) En Condiciones In Vitro.Revista Tecnológica ES-POL (http://www.dspace.espol.edu.ec/hand-le/123456789/361)

119. Paca, C., Comunicación personal, 30 de Enero de 2008.

120. Palacios, W.A., Plantas combustibles, In: Enciclo-pedia de las Plantas Útiles del Ecuador, L. de la Torre, H. Navarrete, P. Muriel M., M. J. Macía & H. Balslev (eds.), Quito & Aarhus. 2008: 83–85.

121. Pandey A., Soccol C.R., Nigam P., Brand D., Mo-han R., Roussos S., Biotechnological potential of coffee pulp and coffee husk for bioproces-ses, Biochemical Engineering Journal 6 (2000) 153–162.

122. Parra, R., 2009. Inventario de Emisiones Atmos-féricas del Cantón Cuenca Año 2009”, docu-mento elaborado mediante contrato de con-sultoria con la EMOV – EP.

123. Pelaez-Samaniego, M. R, M. Garcia-Perez, L.B.Cortez, F. Rosillo-Calle and J. Mesa: Impro-vements of Brazilian Carbonization Industry as Part of the Creation of a Global Biomass Economy. Renewable and Sustainable Energy Reviews 12 (2008) 1063-1086.

124. Pelaez-Samaniego, M.R., (2009). Combustión de la cascarilla de arroz para producir Energía, Trabajo de consultoría para el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable bajo Contra-to 472–SJ–2008.

125. Pelaez-Samaniego MR, J.Mesa-Perez, Rocha, J. D., Cortez, L. A. B., Sanchez, C. G., Mesa, H. M., 2011. Use of blends of gasoline with biomass pyrolysis-oil derived fractions as fuels in an Otto engine, Energy for Sustainable Develop-ment 15: 376–381.

126. Pelaez-Samaniego M.R., Yadama, V., Lowell, E., Amidon, T., Chaffee, T.L., (2012). Hot water extracted wood fiber for production of wood plastic composites (WPCs), Holzforschung 67(2): 193–200.

127. Pelaez-Samaniego M.R., Yadama, V., Lowell E, Espinoza-Herrera R, (2013a). A review of wood thermal pretreatments to improve wood com-posite properties, Wood Science and Techno-logy, DOI 10.1007/s00226-013-0574-3.

128. Pelaez-Samaniego, M.R., Yadama, V., Garcia-Pe-rez, M., E. Lowell, McDonald, M., (2014a), Effect of torrefaction temperature on the forma-tion of lignin liquid intermediates, Journal of Analytical and Applied Pyrolysis 109: 222–233.

129. Pelaez-Samaniego M.R., Vikram Yadama, Gar-cia-Perez, T., Eini Lowell, Tom Amidon, (2014b). Effect of hot water extraction on particleboard produced from hardwood and softwood, Holz-forschung, DOI 10.1515/hf-2013-0150.

130. Pelaez-Samaniego, M.R., Yadama, V., Garcia-Pe-rez, M., Lowell, E., (2015). Abundance and Cha-racteristics of Lignin Liquid Intermediates in Wood (Pinus ponderosa Dougl. ex Laws.) du-ring Hot Water Extraction, Biomass and Bioe-nergy, 81: 127–128.

131. Peña Mullo Celso Geovanny Yánez Jácome Mar-co Antonio, 2011. Diseño de un Reactor para la Torrefacción de Aserrín de Pino con fines

113


Energéticos a Escala de Laboratorio, Trabajo de final de carrera, Universidad Técnica de Cotopaxi.

132. Pereira de C.E., Macedo, I.C., Ethanol from Su-gar Cane in Brazil: the industrial technology perspectives, In: Industrial perspectives for bioetanol, Telma Teixeira Franco, Uniemp, Sao Paulo, 2006.

133. Pereira, R.G., Pereira, M.C.D.E., da Silva, J.G., de Abreu, F.L.V., Lameira, V. de J.,. Production and characterization of biogas obtained from bio-mass of aquatic plants. disponible en: www.icrepq.com/icrepq’11/236-pereira.pdf (accesa-do en Septiembre 10 de 2013).

134. Rathinavelu R., Graziosi G., Posibles usos alter-nativos de los residuos y subproductos del café, In: Uso de los residuos y subproductos del café, Costa Rica, 2003 (http://www.ico.org/documents/ed1967c.pdf)

135. Recalde Posso, E.R., Durán Altisent, J.M., Culti-vos energéticos alternativos, Seritex (2009), Disponible en: http://www.pucesi.edu.ec/files/bookcultivosenergeticos09.pdf, acceso en Fe-brero 10 de 2011.

136. Rocha, J.D., Mesa-Perez, J., Cortez, L.A.B., Mesa, H. M., M.R. Pelaez-Samaniego, Perspectivas de uso da palhada residual da pro-dução de sementes de capim para a produção de energia, In: Usos alternativos da palhada residual da produção de sementes para pasta-gens, Embrapa Sudeste, São Carlos, SP, 2006.

137. Sanchez, J. Evaluación energética de cáscaras de cacao nacional y CCN-51, Tesis de maestría, Facultad de Ciencias Químicas, Universidad de Cuenca, Cuenca, 2013.

138. Saraiva, A.B., Vasques Pacheco, E.B.A., Yuan Vis-conte, L.L., Bispo, E.P., Escócio, V.A., Furtado de Sousa, A.M., et al., Potentials for Utilization of Post-Fiber Extraction Waste from Tropical Fruit Production in Brazil – the Example of Banana Pseudo-Stem, International Journal of Environment and Bioenergy, 2012, 4(2): 101-119.

139. Sellin, N., Oliveira, B.G., Marangoni, C., Souza, O., Oliveira, A.P.N., Oliveria, T.M.N., (2013) Use of Banana Culture Waste to Produce Briquet-tes, Chemical Engineering Transactions, 32, 349–354.

140. Shalaby, E.A. (2011). Algal biomass and biodiesel production, In: Biodiesel–Feedstocks and Pro-cessing Technologies, Stoytcheva, M. (Ed.), In-

Tech, Available from: http://www.intechopen.com/books/biodiesel-feedstocks-and-proces-sing-technologies/algal-biomass-andbiodie-sel-production

141. SICA, III Censo Nacional Agropecuario, Cultivos Permanentes: Superficie, producción y ventas, Disponible en: http://www.sica.gov.ec, Acceso en 27 de Enero de 2008.

142. Singhal, V., Rai, J.P.N., Biogas production from water hyacinth and channel grass used for phytoremediation of industrial effluents, Bio-resource Technology 86 (2003) 221–225.

143. Soffner, M.L.A.P., 2001, Pulp production from ba-nana stem, University of São Paulo, Piracica-ba/SP, Brazil (in Portuguese).

144. Sookkumnerd, C., ITO, N., KITO, K., Financial via-bilities of husk-fueled steam engines as an energy-saving technology in Thai rice mills, Applied Energy 82 (2005) 64–80

145. Souza, R.C.R., et al., Carbonización de la cásca-ra de arroz (Oriza sativa) parauso energético, XXXVI Congreso Brasileño de Ingeniería Agrí-cola, Bonito, MS, 30 de Julio a 2 de Agosto de 2007 (en portugués).

146. SPILLING, Spilling Energie Systeme GmbH, The Spilling Engine, Disponible en el sitio web: http://www.spilling.de/english/produkte.php, Acceso 25 de marzo de 2008.

147. Stassen, H. E. Small-scale biomass gasifiers for heat and power: a global review. World Bank Te-chnical Paper, n° 296. Washington, D.C., 1995. 61p.

148. Theegala, C.S., Midgett, J.S., (2012). Hydrother-mal liquefaction of separated dairy manure for production of bio-oils with simultaneous waste treatment, Bioresource Technology, 107: 456–463.

149. Tickell, J. (2000). From the fryer to the fuel tank: The complete guide to using vegetable oil as an alternative fuel, 3rd ed. Tickell Energy Con-sulting, Tallahassee, FL. 162 p.

150. Tinarelli, A., El arroz, Versión española de R. M. Carreres Ortellis, Ediciones Mundi-Prensa, Madrid, 1989.

151. Tock, J.Y., Lai, C.L., Lee, K.T., Tan, K.T., Bhatia, S., Banana biomass as potential renewable ener-gy resource: A Malaysian case study, Renewa-ble and Sustainable Energy Reviews 14 (2010) 798–805.

152. Torres, L.A., Ghavami, K., García, J.J., A transver-sely isotropic law for the determination of the

114


circumferential young’s modulus of bamboo with diametric compression tests, Latin Ame-rican Applied Research 37:255-260 (2007).

153. Torres, S.M., Estudio de aprovechamiento del lechuguin Eichhornia Crassipies, del embal-se de la represa Daniel Palacios como biosor-bente de metales pesados en el tratamiento de aguas residuales, 2009. Tesis de pregrado previa a la obtención del título de Ingeniera Ambiental, Universidad Politécnica Salesiana, Cuenca, Ecuador.

154. Tsai, W. T., Lee, M. K., Chang, Y. M., Fast pyrolysis of rice husk: Product yields and compositions, Bioresource Technology 98 (2007) 22-28.

155. Turrado, J., Saucedo, A.R., Sanjuan, R., Sulbaran, B., Rachis of muse balbisiana and muse acu-minata as source of fibers for paper structure. Inf. tecnol. [online]. 2009, 20(4): 117–122. ISSN 0718-0764. http://dx.doi.org/10.4067/S0718-07642009000400013.

156. UNFCCC, I.D - Grid connected renewable electri-city generation y III.E - Avoidance of methane production from decay of biomass through controlled combustion, gasification or mecha-nical/thermal treatment, disponible en http://unfccc.int Acceso diferentes fechas, 2008.

157. UNFCCC, 2005. Clarifications of definition of biomass and consideration of changes in car-bon pools due to a CDM project activity, EB-20, Appendix 8, July.

158. Uriarte, F.A., Biofuels from plant oils, ASEAN Fundation, Jakarta, 2010.

159. Urquiaga, S., Alves,B., Boddey,R., Capim Elefan-te: Uma Nova Fonte Alternativa de Energia, 29/08/2006, Disponible en: http://www.infobi-bos.com/Artigos/2006_2/capimelefante/In-dex.htm, Acceso: Marzo 15/2011.

160. Uslu, A., Faaij, A.P.C., Bergman, P.C.A. (2008) Pre-treatment technologies, and their effect on international bioenergy supply chain logis-tics. Techno-economic evaluation of torrefac-tion, fast pyrolysis and pelletisation, Energy 33: 1206–1223.

161. Van Loo, S., Koppejan, J., The Handbook of Bio-mass Combustion and Co-firing, Earthscan, London, 2008.

162. Vassilev, S.V., Baxter, D., Andersen, L.K., Vassile-va, C.G., An overview of the chemical compo-sition of biomass, Fuel 89 (2010): 913–933

163. Vaz Rossell, C.E., Conversion of lignocellulose

biomass (bagasse and straw) from the su-gar-alcohol industry into bioethanol, In: Indus-trial perspectives for bioethanol, Telma Teixei-ra Franco, Uniemp, Sao Paulo, 2006.

164. Vásquez Bernal, C.I., Tratamiento de los residuos líquidos del área de tinturados en flores de ex-portación con Eichhornia crassipes (Buchón de Agua) 2004, Revista Lasallista de Investiga-ción - VOL. 1 No. 2 23-27.

165. Vega, H., 2012, Ecuador Biofuel Industry, Bioetha-nol, Biodiesel, Production, Forecast 2012, Qui-to, GAIN Report, Project Number EC1208, USDA Foreign Agriculture Service.

166. Velásquez-Arredondo, H.I., Ruiz-Colorado, A.A., De Oliveira junior, S., Ethanol production pro-cess from banana fruit and its lignocellulosic residues: Energyanalysis, Energy 35(2010): 3081–3087.

167. Vertès, A., Qureshi, N., Biomass to Biofuels: Stra-tegies for Global Industries, John Wiley and Sons, 2010, Chichester, UK.

168. Viteri, G., Aspectos Económicos del Cultivo de Arroz en Ecuador, In: Manual del Cultivo del Arroz, Instituto Nacional Autónomo de Inves-tigaciones Agropecuarias, Segunda Edición, Guayaquil, 2007, 145-161.

169. Wyman, C. E. (2013) (Editor) Aqueous Pretreat-ment of Plant Biomass for Biological and Che-mical Conversion to Fuels and Chemicals (Wi-ley Series in Renewable Resource), John Wiley and Sons, Chichester, UK.

170. Wilson L., Yang W., Blasiak W., John G.R., Mhilu C.F., Thermal characterization of tropical bio-mass feedstocks, Energy Conversion and Ma-nagement 52 (2011) 191–198.

171. Woolf D, Amonette J.E., Street-Perrott A. F., Leh-mann J, Joseph S: Sustainable biochar to miti-gate global climate change. Nature Communi-cations. 1-56, DOI: 10.1038/ncomms1053 /www.nature.com/naturecommunications

172. Wu C. Z., , Huang H., Zheng S. P. and Yin X. L., An economic analysis of biomass gasification and power generation in China, Bioresource Technology 83 (2002), Issue 1, 65-70

173. Wyman, C.E. 1996. Handbook on Bioethanol: Production and Utilization. Washington, DC: Taylor and Francis. 424 p.

174. Yanagida,T., Shimizu, N., Kimura, T., (2003) Pro-perties of Wax Extracted from Banana Leaves, 2003 ASAE Annual International Meeting, Las Vegas, Nevada, 27- 30 July 2003.

115


175. Yakaboylu, O., Harinck, J., Smit, K.G.J, de Jong W., Supercritical water gasification of manu-re: A thermodynamic equilibrium modeling approach, Biomass and Bioenergy 59 (2013) 253–263.

176. Yin, S., Dolan, R., Harris, M., Tan, Z., (2010). Subcri-tical hydrothermal liquefaction of cattle manu-re to bio-oil: Effects of conversion parameters on bio-oil yield and characterization of bio-oil, Bioresource Technology 101(10): 3657–3664.

177. Zainol, N. (2012). Kinetics of Biogas Production from Banana Stem Waste (Chapter 19), In: Bio-gas, Kumar, S. (Ed.), ISBN: 978-953-51-0204-5.

178. Zaman, H.U., Khan, M.A., Khan, R.A., (2013), Bana-na fiber-reinforced polypropylene composites: A study of the physico-mechanical properties, Fibers and Polymers 14(1):121–126.

179. Zhang Q., Jiang S., Zhou J., (2004) Bamboo char-coal Technologies, Properties, Uses and Eco-nomics, INBAR Final Project Report.

180. Zavala, G. (1997) Reporte de Proyecto de Desarro-llo de Un Sistema de Termogasificación para Operación en Pequeña Industria, ESPOCH

181. Zavala, G. (2011) Avances sobre la aplicación de Termogasificación en ESPOCH, Comunicación Personal.

116

III / Hidroelectricidaden Ecuador

1 CELEC E.P.-HIDROAZOGUES,

Azogues, Ecuador2 CELEC E.P.-HIDROPAUTE,

Cuenca, Ecuador3 CELEC E.P.- HIDROPAUTE,

Cuenca, Ecuador.


Urgilés B., P., Chávez C., J., Espinoza H., P., 2015.

Hidroelectricidad en Ecuador.

En: “Energías renovables en el Ecuador. Situación




Paúl Urgilés B.1, Juan Chávez C.2, Pedro Espinoza H.3 (*)

3.1 / Antecedentes

Desde tiempos antiguos el hombre aprovechó del recurso hídrico para generar energía; así se evidencia que alrededor de dos siglos antes de Cristo, las culturas griega y romana ya utilizaron la rueda hidráulica en tareas agrícolas como molienda de granos. A través del uso de ruedas hidráulicas básicas y rudimentarias (Figura 3.1) se conseguía generar fuerza motriz permitiendo aliviar el trabajo manual. A principios del si-glo XIX, durante la Revolución Industrial, la hidroenergía jugó un papel fundamental en el impulso de las industrias como textiles y del cuero, y en fábricas de construcción de diversas maquinarias. Definitivamen-te la energía hidráulica aportó significativamente al crecimiento de las grandes ciudades industriales en Europa y América hasta mediados del siglo XIX.

Figura 3.1 / Rueda Hidráulica del siglo XVII en Siria. Fuente: http://laelectricidad.wordpress.com

En términos generales, las ruedas hidráulicas desde su aparición no su-frieron cambios significativos en la concepción de su diseño; sin embar-go todo cambió con la aparición de la turbina a reacción de Francis en

117

HIDROELECTRICIDAD EN ECUADORPaúl Urgilés, Juan Chávez, Pedro EspinozaIII

el año 1848, turbina de impulsión de Pelton en el año 1880, y la turbina Kaplan en el año 1906 (Escuela Ingeniería Antioquia, 2014). Con estas inventivas se pasó de las ruedas hidráulicas a las modernas turbinas que gracias a sus al-tos rendimientos se impulsó a la producción de energía motriz y, con el descubrimiento de la inducción electromagnética, se consiguió transformar la energía del agua en electricidad.

Hoy en día, la transformación del recurso hídri-co en energía eléctrica, se ha convertido en un proceso ampliamente difundido, que tiene una relación directa con el progreso económico y la mejora de calidad de vida de los pueblos. En los Estados Unidos de América y en Europa Occi-dental los recursos hídricos han sido aprove-chados en mayores proporciones que el resto del mundo, donde aún se conservan grandes reservas hidráulicas aprovechables.

3.2 / Conceptos principales

De acuerdo a la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE, 2011), se tienen los siguien-tes conceptos principales:

Hidroenergía.- es la energía contenida en un caudal hídrico.

Producción de hidroenergía.- es la suma de la energía de los caudal hídrico afluentes al em-balse de las centrales hidroeléctricas, por lo tanto esta hidroenergía podrá ser almacenada, transformada, no aprovechada y perdida, de acuerdo al movimiento del nivel del embalse, al turbinamiento, a los vertimientos y a filtra-ciones y evaporaciones que se produzcan en un determinado período de tiempo. En otras palabras el balance de hidroenergía, estará di-rectamente relacionada con el balance de agua en cada central hidroeléctrica. Si solamente se conoce el caudal turbinado en cada central hi-droeléctrica, se puede considerar como último recurso que la energía de este caudal es direc-tamente la producción de hidroenergía.

3.2.1 / Características de la energía hidroeléc-trica

La fuente energética hidráulica proviene en primera instancia e indirectamente de la ener-gía solar, debido al ciclo hidrológico natural, a través del cual el agua evaporada es transpor-tada en forma de nubes y niebla a distintos puntos del globo terrestre, luego en forma de lluvia y nieve pasan a formar los lagos, glacia-res y ríos. La superficie terrestre está cubierta en un 71 % de agua.

De manera directa, la energía hidroeléctrica proviene de la energía potencial del agua de las fuentes hídricas naturales. Las centrales hi-droeléctricas aprovechan la diferencia de des-nivel existente entre dos puntos y el caudal de agua para transformar esa energía potencial en electricidad. La energía se transforma primero en energía mecánica en la turbina hidráulica, ésta activa el generador que transforma, en un segundo paso, la energía mecánica en energía eléctrica.

La producción anual media de energía hi-droeléctrica a nivel mundial es de 26.00 TWh, lo que representa aproximadamente el 19 % del to-tal de la energía eléctrica producida. La potencia hidroeléctrica instalada en todo el mundo as-ciende a 700 GW (IDAE, 2006). De manera teórica se puede decir que las fuentes hídricas son in-agotables en la naturaleza. Sin embargo, depen-de mucho de la condiciones de conservación y sostenibilidad de las cuencas hidrográficas, que a su vez están en parte ligadas a las políticas de manejo ambiental de un país o región.

Las principales ventajas de la generación hi-droeléctrica se destacan a continuación:

• Depende directamente del agua, líquido que la naturaleza proporciona de manera permanente y gratuita.

• Los costos ligados a la operación y man-tenimiento de una central hidroeléctrica

118


son generalmente bajos en comparación con otros tipos de generación.

• La vida útil de las centrales hidroeléctricas puede ser superior a 50 años.

• Existe flexibilidad de conexión al sistema, lo cual hace que las centrales se acoplen a la aleatoriedad de la demanda.

• El proceso de generación no está ligado a contaminación ambiental considerable y puede ser combinada con otros benefi-cios como riego, navegación y turismo.

• Con políticas adecuadas de país, se puede aprovechar la construcción de una cen-tral para mejorar las condiciones de vida de las comunidades cercanas al sitio de construcción: mayor empleo, mejora de infraestructura básica, etc.

Como desventajas de un proyecto hidroeléctri-co se podrían citar:

• En comparación con el tiempo de montaje y disponibilidad de una central térmica, la construcción de un proyecto hidroeléc-trico requiere de un tiempo mucho mayor, que pueden ser hasta varios años.

• La producción energética de una central hidroeléctrica está limitada por la hidro-logía, la cual depende de la estacionali-dad climática de la región.

• Durante la etapa de construcción es inevi-table la generación de impactos ambien-tales considerables en la zona, sin embar-go con la aplicación de un plan de manejo ambiental adecuado, se pueden mitigar y compensar en gran medida.

3.2.2 / Estudios y diseños de una central hi-droeléctrica

La decisión de un país en aprovechar los re-cursos hídricos con fines de generación hi-droeléctrica, está ligada a los resultados de estudios adecuados de la demanda de electri-cidad y su proyección en el tiempo. Estable-cida la planificación de expansión de la ge-neración hidroeléctrica, se acometerá con los estudios técnico-económicos de los proyectos hidroeléctricos que se requieran. En los dise-ños de un proyecto hidroeléctrico se estudiará a detalle variables de entrada que llevarán al éxito o fracaso de un proyecto en el momen-to de su construcción, tales como: condiciones topográficas, condiciones geológicas y geotéc-nicas, hidrología y sedimentología, sismología, estudios económicos y energéticos, etc.

Por lo general el estudio y diseño de un proyec-to hidroeléctrico, antes de su construcción, es llevado a cabo a través de tres etapas funda-mentales: prefactibilidad, factibilidad y dise-ños definitivos o ingeniería básica.

De la experiencia en el sector eléctrico ecua-toriano, se puede concluir que los estudios de prefactibilidad pueden considerarse los más importantes de un proyecto hidroeléctrico, ya que en esta etapa se analiza las alternativas y se recomienda el desarrollo del proyecto. Este análisis de definir el desarrollo está ligado a los siguientes resultados principales (HIDROPAU-TE, 2012):

• Pronóstico estadístico confiable de la va-riabilidad de caudales en la cuenca en estudio.

• Topografía general del área de implanta-ción del proyecto.

• Estimación inicial de la potencia a insta-larse en la central.

• Estudio económico y energético.

119


• Definición de posibles áreas protegidas, comunidades, etc., a ser afectadas por el proyecto.

En los estudios de factibilidad, básicamente se realiza un análisis técnico de alternativas y recomendación de los tipos de estructuras ci-viles y equipamiento electromecánico, con los siguientes resultados principales:

• Investigaciones de campo que permiten definir el modelo geológico de la zona.

• Topografía complementaria.

• Tipos de infraestructuras, como: obras de desvío, presa, casa de máquinas, equipa-miento electromecánico, túnel de carga, túnel de descarga, etc.

• Diseños de vías de acceso.

• Estimación de costos de construcción.

En los estudios de diseños definitivos se de-finirán las características finales del aprove-chamiento hidroeléctrico, lo que permitirá acometer con la construcción de la central hi-droeléctrica. Dentro de los principales resulta-dos de esta etapa se tienen:

• Grupo de planos técnicos que permiti-rán la construcción, tales como: civiles, eléctricos y mecánicos, que definirán: las características hidromecánicas de la turbina y de todo el sistema de conduc-ción del agua, dimensiones de la casa de máquinas, tamaño de transformadores, cables, ubicación de subestación y nive-les de voltaje de generación y transporte, condiciones físicas de las líneas de trans-misión.

• Presupuesto referencial y análisis de pre-cios unitarios.

• Especificaciones técnicas.

• Memorias de cálculo de las diferentes dis-ciplinas como: hidráulica, estructuras, geotécnica, etc.

3.3 / Sistemas de producción de ener-gía eléctrica a partir de energía hídri-ca

Para extraer la energía contenida en las masas de agua y convertirla en energía mecánica uti-lizable que derive a su vez en energía eléctrica, es preciso eliminar o disminuir las pérdidas naturales que se dan por erosión de las már-genes, choques, arranque de rocas sueltas, etc., creando un cauce artificial donde el agua fluya con pérdidas mínimas y finalmente con la ayu-da de equipamiento adecuado generar energía eléctrica. Este proceso descrito se realiza con la implementación de infraestructuras que conforman una central hidroeléctrica.

3.3.1/ Centrales hidroeléctricas

Una central hidroeléctrica se define como el conjunto de instalaciones que aprovechan la energía contenida de una masa de agua trans-formándola en energía eléctrica, transportando el agua desde el nivel en el que se encuentra en la naturaleza hasta un nivel inferior en el que se encuentran instaladas las turbinas hidráuli-cas accionadas por el agua, las que activan los generadores que producen la energía eléctrica.Las centrales hidroeléctricas pueden subdivi-dirse de acuerdo a varios criterios (Coz & San-chez, 1995):

Altura del salto, • De alta caída: mayor a 150 m• De media caída: entre 50 m y 150 m• De baja caída: entre 2 m y 20 m

Capacidad de generación,• Centrales de más de 50 MW

120


• Centrales de entre 10 MW y 50 MW• Centrales de menos de 10 MW

Estos límites son arbitrarios y sólo constituyen un criterio de clasificación.

- Por el tipo de operación,

• De agua fluyente (sin embalse): No dispo-nen de embalse regulador y la central se mantiene trabajando mientras el caudal sea mayor al mínimo requerido por las turbinas instaladas, acotando que de no existir central en ese punto la energía hi-dráulica se desperdiciaría.

• Con embalse o de regulación (A pie de presa o con conducción): La mayor venta-ja de este tipo de aprovechamientos es el almacenamiento de agua y regulación de caudales para la generación que se nece-site. Protección contra avenidas, alimen-tación de agua potable, riego, entre otros son adicionales ventajas que tiene este tipo de aprovechamientos.

- Según la demanda que satisfacen,

• Centrales de base: proporcionan la energía necesaria que se consume de forma per-manente en el sistema.

• Centrales de punta: Suministran la energía necesaria de las grandes demandas que se presentan sólo unas pocas horas al día (puntas o picos de consumo).

3.3.1.1 / Principales componentes de una cen-tral hidroeléctrica

Presa.- Se utilizan para almacenar y desviar el cauce de un río hacia el sistema de conducción hidráulica de la central, además de aumentar el salto necesario para la generación de ener-gía. Existen varios tipos de presas que pueden ser utilizados, siendo la elección del mismo de-

pendiente de las características topográficas, geológicas y geotécnicas que se encuentran en el terreno (Fernández & Robles, 2012). Den-tro de un aprovechamiento hidroeléctrico, los diferentes tipos de presas pueden clasificarse, por su forma de trabajo, en dos grandes catego-rías: de gravedad y de bóveda. En las primeras todo el empuje que ejerce el agua almacenada en el embalse es contrarrestado por el propio peso de la presa, debido al gran volumen en el que incurre este tipo de estructuras; en las pre-sas de tipo bóveda la estabilidad se basa en la transmisión del empuje de agua hacia las lade-ras del valle, debiendo tener la presa cierta cur-vatura que transfiera la componente horizontal del empuje hacia los laterales del valle.

Mecanismos de control de crecidas.- Son es-tructuras adosadas a la presa cuya principal función es la de protegerla contra las inundacio-nes. Estos pueden ser elementos fijos y móviles, siendo los primeros más comúnmente conoci-dos como vertederos y los segundos como com-puertas o desagües. En ciertas presas, los des-agües de fondo (al pie de la presa) son utilizados para la evacuación del sedimento acumulado.

Obra de toma y conducción.- La obra de toma consiste en facilitar el ingreso de agua hacia la tubería de conducción, impidiendo o difi-cultando el paso de elementos sólidos hacia la central. Además cuenta con un sistema de compuertas que permiten regular el caudal de llegada hacia la casa de máquinas para la generación. La conducción puede ser realiza-da mediante canales en superficie o tuberías a presión (subterráneas), procedimiento en el que debe primar que las pérdidas que se den en dichos tramos sean las menores posibles.

Casa de máquinas.- En su interior están ubica-dos los equipos que son los responsables de la transformación de energía potencial (salto de agua) a energía mecánica (turbinas), para pos-teriormente transformarla en energía eléctrica (generador). Las casas de máquinas pueden ser superficiales o subterráneas.

121


3.3.2 / Proceso de generación hidroeléctrica

El proceso de transformar la energía hidráulica (potencial = salto) en energía eléctrica, podría esquematizarse como se muestra en la Figura 3.2.

En base a las características hidrológicas, geo-lógicas y geotécnicas del sitio, se analiza el caudal y altura necesaria para el mejor aprove-chamiento hidroenergético de una central; va-riables de las cuales dependerán la capacidad y número de unidades de generación a ser insta-ladas, dando así la potencia total que tendrá el proyecto. El recurso hídrico es transportado, en la mayoría de los casos, mediante túneles ex-cavados recubiertos por hormigón y acero, con la finalidad de reducir las pérdidas a lo largo de los tramos de conducción, a más de proveer del soporte estructural requerido en cada tramo para asegurar la estabilidad de los túneles.

Potencia instalada.- La ecuación general que rige la potencia instalada de una central hi-

droeléctrica, denominada también potencia útil nominal, es proporcional al caudal utiliza-do, altura de salto, eficiencia de las máquinas y el peso específico del agua, detallándose la misma a continuación (Fernández & Robles, 2012):

Donde,Pinst - Potencia instalada (kW)γ - Peso específico del agua (9.81 kN/m3)Q - Caudal (m3/s)H - Altura neta (m)nt - Eficiencia de la turbinang - Eficiencia del generadorntr - Eficiencia del transformador

Turbinas.- Una turbina tiene como objetivo el transformar la energía potencial del agua en energía mecánica (rotacional) dentro de la misma. Se dividen en dos tipos: de acción y de reacción.

ENERGÍA HIDRÁULICA

POTENCIA INSTALADA (TURBINA)

ENERGÍA MECÁNICA

GENERADOR

ENERGÍA ELÉCTRICA

TRANSFORMADOR

DISTRIBUCIÓN

Figura 3. 2 / Diagrama General del Proceso de Generación Hidroeléctrica (Fernández & Robles, 2012).

Pinst = γ * Q * H * nt * ng * ntr

122


• Acción: La energía potencial se transfor-ma en energía cinética mediante un cho-rro de gran velocidad, que es proyectado contra unos receptores, fijos en la perife-ria de un disco. En este grupo están las turbinas tipo Pelton, Turgo, Michel Banki.

• Reacción.- La presión del agua actúa direc-tamente sobre los álabes del rodete, dis-minuyendo de valor a medida que avanza en su recorrido. En este grupo están las turbinas tipo Francis, Kaplan, Deriaz.

Los elementos fundamentales de una turbina hidráulica son (ESHA, 2006):

• Distribuidor: Es un elemento estático ya que no posee velocidad angular y no se produce trabajo mecánico. Sus funcio-nes son: acelerar el flujo de agua trans-formando el flujo de agua de energía po-tencial a cinética, dirigir el agua hacia el rodete y actuar como regulador de caudal.

• Rodete: Es el principal componente de una turbina hidráulica. Consta de un disco provisto de un sistema de álabes o cucha-ras, en donde mediante la aceleración y desviación del flujo de agua por los álabes se produce el cambio de energía potencial en mecánica.

• Carcasa: Tiene la función de cubrir y so-portar a las partes de la turbina.

Generadores.- La misión de transformar la energía mecánica proporcionada por las turbi-nas, en energía eléctrica, se produce en los ge-neradores, máquinas basadas en la inducción electromagnética de acuerdo a la Ley de Fara-day. Cuando un conductor eléctrico se mueve en un campo magnético, se produce una co-rriente eléctrica a través de él. Normalmente se suelen utilizar generadores trifásicos de co-rriente alterna, salvo excepciones especiales, se utilizan generadores de corriente continua, en función de la red que debe alimentar.

Los generadores se dividen en dos tipos (ESHA, 2006):

• Síncronos: La conversión de energía me-cánica en eléctrica se produce a velocidad constante, estando equipados con un siste-ma de excitación asociado a un regulador de tensión para que, antes de ser conecta-dos a la red, generen energía eléctrica con el mismo voltaje, frecuencia y ángulo de desfase que aquella, así como la energía reactiva requerida por el sistema una vez conectados. Los alternadores síncronos pueden funcionar aislados de la red.

• Asíncronos: simples motores de inducción con rotor en jaula de ardilla, sin posibili-dad de regulación de tensión, girando a una velocidad directamente relacionada con la frecuencia de la red a la que están conectados. De esa red extraen su co-rriente de excitación y de ella absorben la energía reactiva necesaria para su pro-pia magnetización. Esta energía reactiva puede compensarse, si se estima conve-niente, mediante bancos de condensado-res. No pueden generar corriente cuando están desconectados de la red ya que son incapaces de suministrar su propia co-rriente de excitación.

Los principales elementos que constituyen un generador, son:

• Rotor: Llamado también inductor móvil, es el elemento que se encuentra unido al eje de la turbina mediante un sistema de acoples, cuya función es la de generar el campo magnético variable al girar arras-trado por la turbina.

• Estator: Es el elemento que recibe, por parte del rotor, la energía mecánica con-vertida en energía magnética, la cual en forma de corriente eléctrica la entrega a la red a la cual está conectado.

123


Transformadores.- En una central hidroeléc-trica, los generadores suministran voltajes de alrededor de los 26.000 V, siendo voltajes su-periores no adecuados por las dificultades que presenta su aislamiento, además del riesgo de cortocircuitos con sus respectivas consecuen-cias. Si se transportara la energía a estos nive-les de tensión, las pérdidas en los conductores sería muy importantes, además que estos de-berían tener una elevada sección.

El transformador es un dispositivo que per-mite modificar potencia eléctrica de corriente alterna con un determinado valor de tensión y corriente en otra potencia de casi el mismo valor, pero con distintos valores de tensión y corriente.

La misión de los transformadores es elevar el valor de la tensión generada de manera que la corriente a transmitir se reduzca en la mis-ma proporción, reduciendo de esta manera las pérdidas al momento de su transmisión. Gene-ralmente el voltaje se eleva a tensiones entre 138.000 y 765.000 V para que sea posible trans-ferir la electricidad al sistema de distribución. En cada punto destino de distribución, para el suministro a los consumidores, se baja nue-vamente la tensión con la ayuda de transfor-

madores de menor escala, para llegar a valores entre 380 y 415 V en el sector industrial y 110 y 240 V en las viviendas, dependiendo del país.

Básicamente, existen dos tipos de transforma-dores (ESHA, 2006):

• Monofásico: está formado por un núcleo compuesto de láminas de hierro y dos bobinados, denominados primario y se-cundario, siendo el primario por el cual ingresa la energía y el secundario por el cual se suministra la misma.

• Trifásico: A partir de ciertas potencias, los transformadores son trifásicos, pudién-dose armar un conjunto o banco trifásico, mediante el uso de tres transformadores monofásicos o bien un solo transforma-dor trifásico, mismo que se forma me-diante un núcleo magnético y las bobinas necesarias para armar tres fases.

Subestación.- La subestación es el sitio en-cargado, dentro del proceso de generación hi-droeléctrica, de dirigir y transformar el flujo de la energía, ya que de la subestación salen y lle-gan líneas de igual o diferente tensión. Según su función pueden clasificarse en:

Embalse

Presa

Casa MáquinasSube ación

Líneas deTransmisión

Túnel de descarga

GeneradorTurbinaTúnel de Carga

Figura 3. 3 / Esquema de Proceso de Generación Hidroeléctrica.

124


• Subestaciones de generación.- cuyo obje-to es incorporar a la red de energía de un país lo producido por los diferentes cen-tros de generación del mismo.

• Subestaciones de transporte.- transportan la energía, desde su punto de generación hasta las áreas de consumo, actuando como interconexión entre diferentes lí-neas de la red.

• Subestaciones de distribución.- que conec-tan las líneas de transporte con las ramas de distribución de la energía, a menor nivel de tensión, para su transporte local y dis-tribución.

De la subestación la energía se distribuye por las líneas de transmisión hacia los diferentes sitios destino, transmisión que se la lleva a cabo en voltaje a tensiones elevadas, para dis-minuir las pérdidas, y mediante transformado-res de menor rango, en cada punto de distri-bución se procede a disminuir nuevamente la tensión para que el consumidor final haga uso de la energía eléctrica.

Un esquema de todos los elementos citados se presenta en la figura 3.3.

3.4 / Potencial hidroeléctrico en el Ecuador

El Ecuador es un país que abarca un área de 256.370 km2, y que dispone de un alto potencial de recursos hídricos, debido principalmente a la alta pluviosidad y a la presencia de la cordillera de los Andes que atraviesa todo el territorio. De acuer-do a la orientación que pueden tomar las redes fluviales o vertientes hidrográficas del Ecuador continental, se las pueden dividir en dos tipos: la vertiente del Pacífico, que son las que atraviesan la región de la costa y cuya desembocadura final es el océano Pacífico; y la vertiente del Amazo-nas, que son las que atraviesan las llanuras del amazonas y luego de desarrollarse por cientos de kilómetros finalizan desembocando en el océano Atlántico. Estas dos vertientes están divididas por la cordillera de los Andes.

Para el sistema hídrico del Ecuador continental se estima un potencial hídrico medido en cau-dal igual a 16.500 m3/s; de los cuales 11.715 m3/s corresponden a la vertiente del Amazonas, y 4.785 m3/s a la vertiente del Pacífico. Según estudios e investigaciones realizadas por el ex Instituto Nacional de Electrificación INECEL (1961-1998), se han clasificado a las cuencas hidrográficas de acuerdo a la importancia de su potencial hídrico aprovechable para el país, se expone en la Tabla 3.1. De igual manera el ex INECEL estableció 11 cuencas, pertenecien-tes a las dos vertientes (Pacífico y Amazonas),

Tabla 3.1 / Tipos de cuencas hidrográficas por potencial hídrico según INECEL (CONELEC, 2013).

Clasificación

Alto interés

Mediano interés

Bajo interés

Sin interés

Cuencas hidrográficas

Napo, Paaza Bajo, Santiago y Aguarico

Mayo, Mira, Esmeraldas, S.M. Putumayo, Cenepa y Cayapas

Curaray, Paaza Alto, Morona, Cuayas, Babahoyo, Cañar, Jubones, Puyango y Catamayo

Mataje, Carchi, Verde, Muisne, Cojimíes, Jama, Chone, Portoviejo, Jipijapa, Guayas (Daule), Zapotal, Taura, Arenillas, Zarumilla, Balao y Tigre

Potencial e�ecífico(MW/km)

mayor a 6

3 a 6

1 a 3

menor a 1

125


Tabla 3.2 / Potencial de cuencas hidrográficas según INECEL (CONELEC, 2013).

Cuencas hidrográficas

MiraEsmeraldasGuayasCañarJubonesPuyangoCatamayo

Subtotal 1

Napo- CocaNapo- NapoPa�azaSantiago- NamangozaSantiago- ZamoraMayo

Subtotal 2

Total

Área(km2)

6.02221.418

32.6752.4624.3264.96511.012

82.880

5.64126.98720.54314.32111.8063.720

83.018

165.898

Potencialteórico

(MW)

2.887,27.530,44.204,71.338,61.122,7960,9

1.085,9

19.130,4

7.643,513.125

11.101,711.259,79.395,51.733,9

54.259,3

73.389,7

Potencial teóricoaprovechable

(MW)

488,51.878,5

310,7112,2687,7298,7459,6

4.235,9

6.3555.929,5

1.4345.810,65.857,6

859

26.245,7

30.481,6

Cálculo

Caudales medios, Ecuador continentalCaudales secos (90 % excedencia), Ecuador continentalCaudales medios, vertiente del AmazonasCaudales secos (90 % excedencia), Vertiente del AmazonasCaudales medios, vertiente del PacíficoCaudales secos (90 % excedencia), vertiente del PacíficoCaudales medios, en 11 cuencas hidrográficas seleccionadasTécnicamente aprovechable en las 11 cuencas hidrográficas seleccionadasTécnico y económicamente aprovechable en las 11 cuencas hidrográficas seleccionadas

Potencial hidroelé�ricoteórico

90.976 MW37.981 MW66.501 MW29.404 MW24.475 MW

7.647 MW73.390 MW30.865 MW

21.903 MW

Tabla 3.3 / Potencial hidroeléctrico del Ecuador (CONE-LEC, 2013).

como las de mayor interés para el país desde el punto de vista de potencial hídrico (Renovable), como se presenta en la Tabla 3.2. De esta mane-ra, inicialmente con el ex INECEL y durante los

últimos años a través del Consejo Nacional de Electricidad – CONELEC se ha estudiado el po-tencial de generación hidroeléctrica del país; y como resultado de estos estudios e investiga-

126


ciones se llegan a los resultados presentados en la Tabla 3.3.

3.4.1 / Proyectos hidroeléctricos en el Ecuador

En la tabla 3.4 se presenta los proyectos hi-droeléctricos que conforman el parque de ge-neración hidroeléctrica en el Ecuador hasta el año 2012 (CONELEC, 2013).

Tabla 3.4 / Infraestructura hidroeléctrica instalada a 2012. Fuente: (CONELEC, 2013)

Centralhidroelé�rica

PauteAgoyánPucaráDaule PeripaMazarSan FranciscoSibimbeOcañaHidroabanicoCalopeE�eranzaPoza HondaLoretoSaymirinSaucayBuens AiresCumbayáEl CármenGuangopoloNayónPapalla aRecuperadoraPerlabíRío BlancoVindobonaAlaoAmbiCarlos MoraCorazónIlluchi 1-2PasochoaOtras menores

Centrales cascada

Sopladora CardenilloSan Francisco Paute Paute Hidrogén Hidrogén Saymirin

Unid.

1022322121211

641111111111111121

24

Potenciatotal(MW)

1.10015673

213163216

1526

37,51863

2,1514,4

241

408,2

20,9229,76,2

14,52,46

35,86

108

2,40,98

9,24,5

21,972.255,94

Energía media anual

(GWh/año)

5.865,001.010,00

149,401.050,00

908,40914,0089,25

203,00325,00

90,0019,0016,0012,97

96,26141,42

7,00181,0936,7786,60151,1423,62

102,6013,0918,0932,6669,12

34,5617,007,62

47,6924,0394,91

11.837,29

Fa�or deplanta

(%)

62,2873,9023,4056,3061,0045,3063,7089,0097,70

62,50

69,8077,20

68,2080,0052,4051,9047,8058,9044,1081,9061,6069,8064,5080,0050,0082,0090,0060,0061,8050,00

127


3.4.1.1 / Proyectos hidroeléctricos en construc-ción

El Ecuador, a través del Centro Nacional de Control de Energía CENACE y del CONELEC, estudia y analiza de manera permanente la demanda de energía eléctrica en el país y su proyección, con la finalidad de planificar la ex-pansión de la generación. La tendencia de la variación de la demanda dependerá de los re-querimientos de la matriz industrial de un país. En el caso de Ecuador se prevé los siguientes componentes como los principales que afec-

tarán la demanda futura: aeropuertos, metro y tranvía, industrias químicas, refinería, minería, cocción con electricidad, abastecimiento eléc-trico a petroleras. La proyección de la deman-da prevista en el Ecuador implica que el aporte energético de nuevas centrales hidroeléctri-cas es necesario. En la Tabla 3.5 se presentan los proyectos hidroeléctricos actualmente en construcción o que están entrando en opera-ción.

Tabla 3.5 / Proyectos hidroeléctricos en construcción.

Operacióncompleta

mar-14

mar-1

dic-15

mar-14

mar-14

jul-14

ago-14

sep-14

o -14

mar-15

dic-15

dic-15

may-15

mar-16

mar-16

mar-16

feb-16

Proye�o/Central

San José del Tambo

Guangopolo II (50 MW)

Mazar - Dudas

Esmeraldas II

Saymirín V

Chorrillos

Topo

Vi oria

San José de Minas

Manduriacu

Paute-Sopladora

Toachi-Pilatón

San Bartolo

Delsitanisagua

Quijos

Minas-San Francisco

Coca Codo Sinclair

Empresa/Initución

Hidrotambo S.A.

CELEC EP

Hidroazogues CELEC EP

CELEC EP-

TermoesmeraldasElecau�ro S.A.

Hidrozamora EP

Pemaf Cíaa. Ltda

Hidrovi oria S.A.

San José de Minas S.A.

CELEC EP - Enernorte

CELEC EP-Hidropaute

Hidrotoapi EP

Hidrosanbartolo

CELEC EP-Gensur

CELEC EP Enernorte

CELEC EP Enerjubones

CocaSinclair EP

Público oPrivado

Privado

Público

Público

Público

Público

Público

Privado

Público

Privado

Público

Público

Público

Privado

Público

Público

Público

Público

Provincia

Bolívar

Pichincha

Cañar

Esmeraldas

Azuay

ZamoraChinchipe

Tungurahua

Napo

Pichincha

Pichincha

Azuay y Morona Santiago

Pichincha, Tsáchilay Cotopaxi

Morona Santiago

Zamora Chinchipe

Napo

Azuay

Napo y Sucumbíos

Potencia(MW)

8,00

50,00

21,00

96,00

7,00

3,96

29,20

10,00

5,95

60,00

487,00

254,00

48,10

180,00

50,00

270,00

1.500,00

3.021,21

Cantón

Chillanes

Quito

Azogues

Esmeraldas

Cuenca

Zamora

Baños

Quijos

Quito

Quito

Sevilla de Oro ySantiago de Méndez

Mejía, Santo Domingo de los Tsáchilas, Sigchos

Santiago de Méndez

Zamora

Quijos

A 92 km al sur-e�e de la ciudad de Cuenca

Chaco y Lumbaqui

128


De los proyectos expuestos en la Tabla 3.5, existen 8 proyectos considerados como em-blemáticos por el Gobierno Nacional, y que ac-tualmente se encuentran en construcción (Ver Figura 3.4). Se nombran a continuación dichos proyectos, detallando en paréntesis la potencia instalada y la fecha estimada de su operación comercial: Coca Codo Sinclair (1.500 MW; febre-ro 2016), Sopladora (487 MW; diciembre 2015), Minas San Francisco (270 MW; marzo 2016), Toachi-Pilatón (254 MW; diciembre 2015), Del-sitanisagua (180 MW; marzo 2016), Manduria-cu (60 MW; marzo 2015), Quijos (50 MW; marzo 2016), y Mazar-Dudas (21 MW; diciembre 2015).

Los ocho proyectos alcanzan un aporte futuro aproximado al Sistema Nacional Interconec-tado de 2.770 MW de potencia instalada, valor que representa una inversión estimada de USD 4.600 millones. A continuación una descrip-ción de los proyectos hidroeléctricos emble-máticos, cuya información ha sido tomada de (CONELEC, 2013).

Proyecto hidroeléctrico Coca Codo Sinclair

Ubicación y potencia: El proyecto Hidroeléc-trico Coca Codo Sinclair está ubicado en las

Figura 3.4 / Ubicación de los Proyectos Hidroeléctricos Emblemáticos (CONELEC, 2013).

129


provincias de Napo (Cantón El Chaco) y Su-cumbíos (Cantón Gonzalo Pizarro). Las obras de captación están ubicadas aguas abajo de la confluencia de los Ríos Quijos y Salado. La Casa de Máquinas está ubicada frente al llamado “Codo Sinclair”, en las coordenadas 9 985.300 N; 226.800 E. Una vez finalizadas las obras, y de acuerdo a los diseños propuestos, la central de Coca Codo Sinclair dispondrá una potencia instalada de 1.500 MW lo que representará una producción energética de 8.731 GWh/año.

Descripción de las principales obras del pro-yecto:

• Obras de captación.- están constituidas por dos vertederos en hormigón de 127 m y 161 m para cierre del río, rejillas, desarenadores, com-puertas de limpieza y sifón de conexión al tú-nel.

• Túnel de conducción.- tiene una longitud de 24,8 km, 8,70 m de diámetro de excavación y totalmente revestido de hormigón.

• Embalse compensador.- está conformado por una presa de enrocado con cara de hormigón de 53 m de altura, para crear un embalse útil de 800.000 m3, vertedero de excesos, estructura de toma para las dos tuberías de presión.

• Tuberías de presión.-conformado por dos con-ductos a presión desde el Embalse Compensa-dor a la Casa de Máquinas, en hormigón y con revestimiento de acero en su tramo final, de 1.400 m de longitud y 5,8 m y 5,2 m de diámetro interno, respectivamente.

• Casa de máquinas.-conformada por una caverna excavada en roca de 24m x 39,5 m x 192 m para la instalación de ocho grupos turbina generador de 187 MW cada uno.

• Caverna de transformadores.- excavada en roca de 14 m x 29 m x 192 m para instalación de 24 transformadores monofásicos de 68,3 MVA.

• Túneles de acceso.-Tanto el acceso principal a la central, hacia el túnel de cables y la descarga los túneles cuentan con una longitud aproxi-mada de 600 m cada uno.

• Patio de maniobras y edificio de control.- el proyecto los tiene para el arranque de las líneas de transmisión de 500 kV.

Presupuesto: El presupuesto estimado para el proyecto Coca Codo Sinclair es de USD 2.245 millones de dólares.

Proyecto hidroeléctrico Paute- Sopladora

• Ubicación y potencia: En el límite de las pro-vincias de Azuay y Morona Santiago se cons-truye el Proyecto Hidroeléctrico Paute-So-pladora, aguas debajo de la Central Molino.Al finalizar la construcción del proyecto, el Siste-ma Nacional Interconectado contará con una potencia adicional de 487 MW que aportará anualmente 2.800 GWh/año.


• Obras de toma.- Las obras de interconexión incluyen:

- Túnel de Conexión que arranca en el Tú-nel de Descarga de la Fase C, e intercep-ta el Túnel de Descarga de la Fase AB y que continúa hasta la cámara de interco-nexión.

- Cámara de Interconexión alojada en una caverna de 14,0 m de ancho, 20,7 m de al-tura promedio y 133 m de longitud.

- Túnel de descarga intermedio, con sec-ción tipo baúl, de 7,5 m de base y 7 m de altura (dimensiones internas), que será construido al final de la cámara de inter-conexión. El túnel evacuará las aguas uti-lizadas en la central Molino y las aguas del sistema hidráulico de Sopladora du-rante los rechazos de carga.

130


• Paso Subfluvial.-se localiza a unos 110 m aguas arriba de la confluencia de la quebrada Marcayacu con el río Paute. En este sector del río, su lecho se encuentra en la cota 1.290 aproximadamente. Se ha optado por diseñar un Paso Subfluvial suficientemente profundo para que no sea afectado por la socavación del río. El paso subfluvial tiene una longitud total de 120 m, de los cuales 100 m son con blindaje de acero.

• Pozo de Carga y Tubería de Presión.- El pozo de carga tiene un primer tramo, revestido en hormigón, de 7,30 m de diámetro de excava-ción y 6,10 m de diámetro interior. Se extiende hasta alcanzar la cota 1.066 donde inicia una transición de 6,00 m de longitud, que reduci-rá el diámetro interno del pozo al diámetro de la tubería de presión (4,70 m). Dispondrá en la parte superior de un codo revestido de hormi-gón de 15 m de radio y un codo inferior blinda-do de 13,5 m de radio. La diferencia entre estas cotas alcanzará los 358,44 m. La tubería de pre-sión tendrá un diámetro interno inicial de 4,70 m, se reducirá a 3,80 m luego de la derivación al ramal de la unidad 1 y a 2,90 m luego de la derivación de la unidad 2 terminando con este diámetro en la unidad 3.

• Central Subterránea.- será instalada en dos cavernas: la mayor alojará las unidades de ge-neración y la segunda los transformadores. La caverna de máquinas aloja tres unidades de generación con turbinas Francis y el bloque de control. En la caverna de transformadores se localizan 3 transformadores, uno para cada unidad. El ancho y la longitud de la caverna son 22 m y 87 m, respectivamente, y la distan-cia de separación entre los ejes de las turbinas es 17,00 m. La altura máxima de la caverna de las unidades es 45,53 m. La caverna de trans-formadores tendrá 14,50 m de ancho, 14,00 m de altura y 101,20 m de longitud. Se ha previsto la instalación de dos puentes grúa de 200 tone-ladas de capacidad cada uno.

•Patio de Maniobras.- La conexión de los ter-minales de alta tensión de los transformadores

elevadores con el equipo de maniobras aislado en SF6 (GIS), ubicado en un patio a cielo abier-to, se hará mediante cables aislados de 230 kV. Desde la caverna de los transformadores los cables de 230 kV recorrerán aproximadamente 500 m, a través de una galería horizontal y de un pozo vertical, hasta llegar al patio de manio-bras. En el patio de maniobras se ubicará el edi-ficio para alojar el equipo de la GIS. El área del patio de maniobras ocupará una superficie de 3.012 m2, aproximadamente 80 m largo por 40 m de ancho. El equipo aislado en SF6 de fases aisladas estará constituido por cinco (5) posi-ciones de línea, tres (3) posiciones de unidades y una posición de acoplamiento.

Presupuesto: El proyecto Paute-Sopladora tie-ne un presupuesto estimado de USD 755 mi-llones.

Proyecto hidroeléctrico Minas San Francisco

Ubicación y potencia: El proyecto Hidroeléctri-cos Minas – San Francisco está ubicado al sur del Ecuador, entre las provincias de Azuay y el Oro, aproximadamente a 500 km de la capital del país, a 92 km de la ciudad de Cuenca y a 30 km de la ciudad de Machala. Atraviesa las pa-rroquias de Pucará y San Rafael de Sharug del Cantón Pucará Provincia del Azuay, y la parro-quia Abañín del Cantón Zaruma Provincia de El Oro. Geográficamente, el proyecto se enmarca entre las coordenadas 9 630.956 mN a 9 635.437 mN y 668.870 mW a 643.594 mW. El proyecto hidroeléctrico Minas San Francisco tiene como objetivo aportar con 270 MW de potencia ins-talada y aproximadamente 1.290 GWh/año de energía


• Obra de toma.- Ubicada en la margen derecha del río Jubones. Está conformada por 1 rejilla cuya sección total es 11,48 m X 7,20 m dispues-ta de forma inclinada y se conecta directamen-

131


te a la entrada de la cámara de compuerta y al túnel de carga de 4,50 m de diámetro.

• Túnel de desvío.- se desarrolla a lo largo de la margen izquierda del río Jubones, en una lon-gitud de 305 m, con diámetro interno de 8,0 m. La sección transversal escogida es la circular, en hormigón armado.

• Túnel de conducción o de baja presión.- se desarrolla a lo largo de la margen derecha del río Jubones con 13,9 km de longitud y se diseña para un caudal de 65,0 m³/s. El 25 % de la longi-tud del túnel será excavado mediante metodo-logía convencional (DBM) y para el restante 75 % se utilizará una máquina tuneladora (TBM). La sección transversal es de tipo herradura con diámetro interior entre 4,50 m y 4,80 m, con los últimos 34 m del túnel de baja presión blindado de acero de 20 mm.

• Chimenea de Equilibrio.- vertical, de sección transversal horizontal circular, de altura total igual a 68 m con orificio restringido al pie, has-ta el perfil del terreno natural en el sector de Gramalote

• Tubería de Presión.- será construida subterrá-nea y blindada, con un diámetro igual a 3,77 m y una longitud total de 566,4 m con dos tramos, uno vertical de 456,4 m y otro horizontal de 110 m.

• Casa de Máquinas San Francisco.- de carác-ter subterráneo, en el sector de Gramalote. Aloja tres turbinas tipo Pelton, de eje vertical y tres generadores. El piso principal se ubica en la cota 291,90 m.s.n.m. Adicionalmente, se dispondrá de una caverna separada para alojar los transformadores. La conexión entre gene-radores y transformadores será con bus de fase aislada en 13,8 kV. La conexión entre los trans-formadores y la subestación será con cable de 230 kV tipo seco.

• Subestación Eléctrica.- será ubicada al exte-rior, en el mismo sector de Gramalote, y conec-

tada a los transformadores a través un pozo de cables.

Presupuesto: Se estima que el monto total de la construcción del Proyecto Minas San Francis-co llegue a los USD 556 millones.

Proyecto hidroeléctrico Toachi – Pilatón

Ubicación y potencia: El proyecto Hidroeléc-trico Toachi-Pilatón aprovechará las aguas de los ríos Pilatón y Toachi, que se encuentran en la vertiente occidental de la Cordillera de los Andes, aportantes a la cuenca del Pacífi-co. Ubicado en los límites de las provincias de Pichincha, Santo Domingo de los Tsáchilas y Cotopaxi. El proyecto comprende dos aprove-chamientos en cascada: Pilatón - Sarapullo con la central de generación Sarapullo (49 MW) y Toachi-Alluriquín con la central de generación Alluriquín (204 MW); además se aprovechará el caudal ecológico vertido por la presa Toachi instalando una mini central de 1.4 MW, lo que da un total de 254,4 MW de potencia instalada que aportará al Sistema Nacional Interconecta-do 1.100 GWh de energía media anual.


• Aprovechamiento Pilatón-Sarapullo - Obras de Captación: cuentan con un azud

vertedero con compuertas radiales, un desarenador con cuatro cámaras y la es-tructura de toma.

- Obras de Conducción: se componen de un túnel de presión, una chimenea de equi-librio superior con una altura total de 127 m, una tubería de presión blindada y los ramales de distribución de acero que ali-mentan a las turbinas.

- Casa de Máquinas: subterránea deno-minada Sarapullo, que cuenta con tres unidades de generación de 16,3 MW de potencia, cada una compuesta por una turbina tipo Francis y un generador tipo

132


umbrela que aprovechan una caída de 149 m y un caudal de diseño de 13,3 m3/s.

- Obras de descarga: conformadas por una chimenea de equilibrio inferior y un túnel de descarga que llega hasta la presa Toa-chi.

• Aprovechamiento Toachi-Alluriquín: - Presa a gravedad sobre el río Toachi que

se encuentra atravesada por la galería de interconexión del túnel de descarga de Sarapullo con el túnel de presión Toa-chi-Alluriquín, además cuenta con una mini central de 1,4 MW de potencia a pie de presa.

- Obras de Conducción: inician con el tú-nel de presión Toachi-Alluriquín. Subsi-guiente se encuentra una chimenea de equilibrio superior; continúa una tubería de presión y finaliza en los ramales de distribución que alimentan a las turbinas.

- Casa de Máquinas: subterránea denomi-nada Alluriquín en la que se alojan 3 uni-dades de generación de 68 MW de Poten-cia, compuestas cada una por una turbina tipo Francis y un Generador tipo umbrela que aprovechan una caída bruta de 235 m y un caudal de diseño de 33,3 m3/s.

Presupuesto: El proyecto Toachi – Pilatón tiene un presupuesto estimado de USD 508 millones.

Proyecto hidroeléctrico Delsitanisagua

Ubicación y potencia: El proyecto Delsitani-sagua se encuentra ubicado en la parroquia Sabanilla del cantón Zamora, provincia de Zamora Chinchipe. Aprovecha el potencial hi-droenergético que obtiene el río Zamora, gra-cias a la confluencia de los ríos San Francisco y Sabanilla. Una vez que finalicen los trabajos, el proyecto Delsitanisagua aportará con 180 MW de potencia y una producción energética de 904 GWh/año al Sistema Nacional Interco-nectado.


• Presa.-Se encuentra ubicada a unos 1 420 m aguas arriba de la quebrada de Los Monos y su descarga se implementará a unos tres kiló-metros aguas debajo de la desembocadura del río Sabanilla en el río Zamora. Es una presa de hormigón a gravedad de 34 m de altura y 135 m de longitud de coronación, con un embalse de 420.000 m3 total, de los cuales 270.000 m3 corresponden al volumen útil y el resto para alojar sedimentos temporalmente. Cuenta con dos vertederos con compuertas de 10 x 9,5 m cada uno, para evacuar 1.010 m3/s y dos bocas con una capacidad de 450 m3/s cada una para la limpieza del material sedimentado.

• Túnel de Carga.-alcanzará una longitud cerca-na a los 7.700 m con un diámetro de 3,3 m apro-ximadamente. Por estos túneles atravesará un flujo nominal cercano a los 26,76 m3/s.

• Casa de máquinas.- Estará instalada en la cota 971 msnm, en donde se instalarán dos tur-binas tipo Pelton de eje vertical con potencia nominal de 57,50 MW cada una. La altura de caída bruta es de 495 m.

Presupuesto: El presupuesto para la construc-ción del proyecto Delsitanisagua es de USD 266 millones.

Proyecto hidroeléctrico Manduriacu

Ubicación y potencia: El proyecto hidroeléc-trico Manduriacu, se encuentra ubicado en las parroquias: Pacto del Cantón Quito de la Pro-vincia de Pichincha y García Moreno del Can-tón Cotacachi de la Provincia de Imbabura. El acceso principal al proyecto se lo realiza por la ruta: kilómetro 104 de la vía Calacalí-La Inde-pendencia, pasando por Pachijal, Guayabillas, hasta Cielo Verde, con una longitud aproxima-da de 28,2 kilómetros. El proyecto Manduriacu

133


aportará con la instalación de 60 MW que re-presentan un total de 367 GWh/año de energía eléctrica.


• Presa.- está conformado por una presa a gravedad de hormigón convencional vibrado de altura aproximada de 40 m sobre el nivel del cauce actual, con 2 vertederos de exce-sos cada uno con dos vanos y 2 desagües de fondo. La presa se ubica aproximadamente a 1,5 km aguas arriba de la confluencia del río Manduriacu con el río Guayllabamba, en las inmediaciones de la población de Cielo Verde. La coronación de la presa tendrá una longitud aproximada de 245 m.

• Ascensor de Peces.- contará con instalacio-nes para transferencia de peces, cuyo objetivo es permitir el transporte de los peces desde el río hacía el Embalse y viceversa. Este tipo de soluciones permiten proteger las especies que habitan en la zona y son las estudiadas en el Plan de Manejo Ambiental del proyecto, mismo que es aprobado por la autoridad competente en el país, en este caso el Ministerio del Am-biente.

• Obras de Desvío.- están dimensionadas para un caudal de 1.230 m3/s correspondiente a un período de retorno de 50 años. Incluye la cons-trucción un túnel por la margen izquierda, de aproximadamente 360 m de longitud y 144 de sección tipo baúl.

• Captación.-. estará conformada por dos es-tructuras de entrada, dos rejillas de captación y dos tuberías, una por cada una de las unidades de generación a ser instaladas en la casa de máquinas. El eje de los orificios de captación se encuentra en la cota 471,78 msnm.

• Tubería de Presión.-el diámetro de la tubería de presión es de 4,50 m siendo de corta longi-

tud, aproximadamente 45,40 m y termina en la casa de máquinas.

• Casa de Máquinas.- estará conformada por una estructura de hormigón semienterrada sobre una plataforma ubicada en la cota 465,0 m.s.n.m. para ubicarla por arriba del nivel máximo de crecida. Alojará dos grupos turbi-na-generador de tipo Kaplan de 30 MW cada una, para un caudal total de 210 m3/s y una al-tura neta de 33,70 m. Los generadores serán de 35,2 MVA de potencia nominal, sincrónicos de 200 rpm y 60 Hz de frecuencia

• Subestación Eléctrica.- considera una subes-tación a cielo abierto, que se encuentra ubica-da aproximadamente a 190 m de la central de generación. Estará constituida de cuatro posi-ciones de salida de las líneas de transmisión a 230 kV: Tigre 1,Tigre 2, Santo Domingo 1 y Santo Domingo 2; dos posiciones de llegada desde las unidades generadoras 1 y 2 de la central Mandu-riacu y una posición del acoplamiento de barras.

Presupuesto: El presupuesto estimado de cons-trucción del Proyecto Manduriacu es de USD 132,90 millones.

Proyecto hidroeléctrico Quijos

Ubicación y potencia: El proyecto hidroeléctri-co Quijos, se ubica aproximadamente a 80 km al sureste de la ciudad de Quito y a 17 km de la población de Papallacta. Esta central utili-zará para la producción de energía las aguas de los ríos Papallacta y Quijos y sus afluentes en el tramo comprendido entre la cuenca alta del río Quijos y de la población de Cuyuja. La potencia del Proyecto Quijos es de 50 MW, y aportará al Sistema Nacional Interconectado cerca de 353 GWh/año de energía que podría abastecer las necesidades de alrededor de 250.000 familias ecuatorianas o los requeri-mientos de las Provincias de Napo, Pastaza y Orellana.

134



• Obras de Captación.- en el río Quijos consis-ten de un azud de derivación de 25 m de ancho, una toma lateral, un desarenador subterráneo de una sola cámara con una longitud de 90 m, 6,0 m de ancho y una profundidad de 8 m y un pozo de presión de 3,0 m de diámetro libre y 144 m de altura. En el río Papallacta consisten de un azud de 30 m de ancho, una toma lateral y un desarenador de dos cámaras, cada una con 5,5 m de ancho, altura útil de 5,0 m y una longi-tud de 58,5 m y un pozo de presión de 3,0 m de diámetro libre y 145 m de altura.

• Túnel de Conducción.- consta de dos túneles, uno para el río Quijos y otro para el río Papa-llacta, con una longitud de 2.373 m y 2.392 m respectivamente, formando un túnel común de 4.522 m hasta llegar a casa de máquinas.

• Chimenea de equilibrio.- de tipo orificio res-tringido, de 9 m de diámetro interno libre y 39 m de altura. El tanque se conecta al túnel de presión por intermedio de un pozo vertical de diámetro interno libre de 3,0 m y 233 m de al-tura.

• Casa de máquinas.- es superficial y está equi-pada con tres unidades de generación con una capacidad total de 50 MW. El edificio de la casa de máquinas tiene 64 m de longitud, 18 m de ancho y 26,5 m de altura. Las aguas turbinadas son descargadas por medio de un canal rectan-gular de hormigón, de 4,0 m de ancho, al sitio de la confluencia de los dos ríos. La velocidad nominal de rotación de las turbinas será de 720 rpm y los generadores serán sincrónicos de eje vertical y se conectarán a un banco de tres transformadores monofásicos que elevan el voltaje de 13,8 a 138 kV.

Presupuesto: El presupuesto estimado para la construcción del proyecto Quijos es de USD 138 millones.

Proyecto hidroeléctrico Mazar- Dudas

Ubicación y potencia: El Proyecto Hidroeléc-trico Mazar Dudas está ubicado en la provin-cia de Cañar, en las parroquias orientales de Luis Cordero, Azogues, Taday, Pindilig y Rivera, sectores Alazán, San Antonio y Tampancha. El proyecto Mazar Dudas está conformado por tres aprovechamientos a la vez, Alazán, San Antonio y Dudas, cada uno con una potencia de 6,23 MW, 7,19 MW y 7,40 MW respectivamente, danto un total en conjunto de 20,82 MW, tradu-cidos en una producción energética anual total de 125,23 GWh/año (39,05; 44,87; 41,31 respecti-vamente)

Descripción de las principales obras del pro-yecto

• Aprovechamiento Dudas.-- Captación: ubicada en el río Pindilig, en

la que se deriva 3,00 m3/s como caudal aprovechable. La estructura consta de un Azud tipo Creager. A continuación se tiene un zampeado de hormigón para a continuación restituir el caudal al cauce natural del Río Pindilig.

- Desarenador: Cuenta con dos cámaras, cada una de longitud 35 m y al final de la cámara se dispone de un vertedero de 1,92 m de altura, medida desde aguas arri-ba, por donde circula el caudal de diseño de 3,00 m3/s.

- Tanque de Carga: se ubica en la cima de la montaña, inmediatamente sobre la zona de implantación de la casa de máquinas. Al tanque llega la conducción principal por medio de la tubería de PVC, de 1700 mm de diámetro. El tanque, para confor-mar el volumen requerido en la cámara de almacenamiento tiene 10 m de longitud, 4 m de ancho y 7,61 m de profundidad.

- Tubería de presión: está constituida por cuatro tramos de tubería de acero, de diá-metro nominal igual a 1000 mm, con una longitud total de 486,49 m.

135


- Casa de máquinas: El área total de la casa de máquinas es de 17,80 m x 15,10 m, incluyendo los espacios para acce-sos o caminerías. Dentro de esta área se dispone la casa como área construida, en una superficie de 15,75 m x 12,80 m. Albergará una turbina tipo Pelton de eje horizontal.

• Aprovechamiento Alazán.-- Captación: la principal, ubicada en el río

Mazar Alto, en la que se deriva el 3,44 m3/s del caudal aprovechable, y la segun-da, en la quebrada Sipanche, en la que se deriva el 0,16 m3/s.

- Desarenador: se ubica en la margen iz-quierda de río Mazar, a unos 180 m des-de la captación. Está conformada, en su tramo inicial, por una transición de 13,10 m de longitud, que permite ir desde el an-cho de la conducción igual a 1,80 m, hasta el ancho del desarenador, igual a 7,60 m. El desarenador secundario se encuentra ubicado junto a la quebrada Sipanche, a unos 51 m desde la obra de toma, en la cota 2 478,29 m.s.n.m. El tipo de desare-nador seleccionado es de una cámara, con una longitud total de 14,10 m.

- Tanque de carga: se ubica en la cima de la montaña, en la zona sobre la casa de má-quinas con unas dimensiones de 6 m de longitud, 10 m de ancho y 8,28 m de pro-fundidad, desde el nivel más alto del muro de protección a la cota 2476,8 msnm.

- Tubería de presión: se desarrolla conti-nuando la misma dirección del tanque de carga. La tubería va desde la cota 2467,82 m.s.n.m. hasta la cota 2271,00 m.s.n.m., con una carga o desnivel bruto de 204.86 m, para una longitud total de 397,56 m.

- Casa de máquinas: Dentro del área total destinada para la casa de maquinas se dispone la casa con 17,80 m x 17,40 m de superficie construida. Albergará una tur-bina tipo Pelton de eje horizontal

• Aprovechamiento San Antonio.-- Captación: está en el río Mazar; es una

captación de tipo rejilla de fondo de 11,50 m de longitud, bajo la cual se encuentra la galería que conducirá el caudal de cap-tación a lo largo de la margen izquierda del río.

- Desarenador: La estructura principal del desarenador cuenta con dos cámaras, cada una tiene una longitud de 50 m; en el fondo se dispone un canal de limpieza de 1,7 m x 1,0 m, con una pendiente del 3 % para conducir el caudal del desarena-dor hasta el canal de salida, ubicado a una distancia de 46,64 m desde la sección de las compuertas.

- Tanque de carga: La cámara final del tan-que tiene 5,60 m de longitud, 8 m de ancho y 7,77 m de profundidad, medida desde el nivel más alto del muro de protección, que se encuentra en la cota 2.253,3 m.s.n.m.

- Tubería de presión: consiste en cuatro tramos de tubería de acero, de diámetro igual a 1.200 mm, cada tramo con un es-pesor que satisface los requerimientos de la presión interna y longitud total 371,75 m.

- Casa de máquinas El área total de la casa de máquinas igual a 21,80 m x 21,20 m, in-cluyendo toda el área de caminerías. En el interior de esta área está previsto la edificación con una superficie de 17,80 m x 17,40 m. Albergará una turbina tipo Pel-ton de eje horizontal

Presupuesto: El presupuesto programado para la construcción del proyecto Mazar Dudas es de USD 69 millones.

3.4.1.2 / Proyectos hidroeléctricos en estudios

Como parte de la expansión de la generación en el Ecuador, al momento se dispone de es-tudios ya concluidos de varios proyectos hi-droeléctricos, y a la vez se están estudiando

136


otros proyectos. En la Tabla 3.6 se exponen los proyectos principales a nivel de estudios de acuerdo al Plan Maestro de Electrificación 2013-2022.

A continuación se describen dos de los estu-dios más importantes que se están realizando en el país: el Proyecto Hidroeléctrico Cardenillo y el Proyecto Hidroeléctrico Santiago G8. La in-formación de estos proyectos provino tanto de (CONELEC, 2013) como del personal técnico de CELEC EP-Hidropaute, empresa responsable de dichos estudios.

Proyecto hidroeléctrico Paute Cardenillo

El Proyecto Cardenillo al momento cuenta con sus estudios a nivel de diseños definitivos para la licitación de la construcción, trabajo llevado a cabo por un lapso de 26 meses por el Consor-

cio Consultor PCA Pöyry-Caminosca, bajo la administración de la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP, Unidad de Negocio Hidro-paute.

Ubicación y potencia.- Las obras del proyecto Paute-Cardenillo se localizan en jurisdicción de las parroquias Copal y Santiago de Méndez de la provincia de Morona Santiago, gran parte de las obras subterráneas se desarrollan por la margen izquierda del río Paute, áreas que es-tán dentro del Parque Nacional Sangay (PNS). Los estudios a nivel de diseños definitivos para licitación concluyen que la potencia instalable en el proyecto es de 595,65 MW lo cual repre-senta una energía media de 3.355,78 GWh/año que aportará al Sistema Nacional Interconec-tado.

Tabla 3.6 / Proyectos hidroeléctricos a nivel de estudios. Fuente: (CONELEC, 2013)

CAPITAL PÚBLICO

Che�í-Palma RealChontalChirapíTortugoTigreLlurimaguasPaute- CardenilloSantiago G8

Subtotal

CAPITAL PRIVADO

Pilaló 3ApaquíRío LuisAngamarca

Subtotal

TOTAL

Potencia

460,00184,00169,00200,00

80,00160,00595,00

3.500,00

5.408,00

Potencia

9,3036,0015,5064,00

124,80

5.532,80

Unidad

MWMWMWMWMWMWMWMW

MW

Unidad

MWMWMWMW

MW

MW

137



• Presa: La presa se emplaza en un sitio del cau-ce del río Paute ubicado a unos 2.015 m aguas abajo de la descarga de la central Sopladora. Será de tipo Arco de Doble Curvatura con una altura de 136 m desde la fundación y un nivel normal de operación de 924 m.s.n.m. Posee un aliviadero de servicio con cinco vertederos y dos desagües de medio fondo; y un aliviadero de emergencia con cuatro desagües de fondo.

• Sistema de carga: Formado por el túnel supe-rior de carga, la trampa de rocas, la chimenea de equilibrio, el pozo de carga y el distribuidor hacia las turbinas de la central. El túnel de car-ga se desarrolla en su totalidad por la orilla iz-quierda del río Paute, con una longitud prevista de 4.412,96 m revestidos con hormigón lanzado y convencional. En la parte final de este túnel se emplaza la chimenea de equilibrio, formada de un pozo vertical de 113,66 m de altura y diá-metro de 12 m. La tubería de presión blindada con acero, tiene una longitud de 424,51 m y un diámetro interno de 5,8 m.

• Casa de máquinas subterránea: El acceso se realizará desde la margen derecha del río Pau-te mediante un carretero de acceso que parte desde el sector El Carmen. La vía incluye un puente de aproximadamente 100 m de longitud que cruzará el río Paute y llegará hasta las in-mediaciones del portal del túnel de acceso. La caverna tiene una longitud útil de 157,10 m y un ancho útil de 25,00 m en el piso principal. La altura es variable y del orden de los 41,90 m en la mayor parte del área. El equipamiento mecá-nico principal lo forman 6 unidades tipo Pelton, con una potencia instalada de 588,31 MW, para una altura neta nominal de 372,00 m, Energía Media Anual de 3.355,78 GWh y un factor de planta de 0,65.

• Central a pie de presa: Las regulaciones am-bientales vigentes exigen que todos los pro-yectos que se desarrollan conserven un caudal

ecológico en el cauce natural, para proteger la zona de influencia. Para el proyecto se ha justi-ficado un caudal ecológico de 10 m3/s, que será aprovechado energéticamente con la cons-trucción de una pequeña central de generación a pie de presa equipada con una turbina tipo Francis de eje horizontal con una potencia ins-talada de 7,34 MW que producirá una energía media de 63,6 GW/h. En conjunto con la central principal se tendrá una potencia total instalada de 595,65 MW.

• Descarga de la central: Incluye el colector de descarga de las unidades, el túnel de descarga (con una longitud prevista de 4.349,44 m re-vestido con hormigón convencional) y la es-tructura de descarga al río Paute. La estructura entregará los caudales al río Paute, frente a la llegada del río Pescado, donde la elevación del fondo del canal de entrega se encuentra apro-ximadamente en la cota 519,00 m.s.n.m.

Presupuesto y Año de ingreso programado: Del resultado de los estudios, se tiene que el pre-supuesto programado de licitación de cons-trucción es de USD 932 millones, y de acuerdo al Plan Maestro de Electrificación entraría en operación en diciembre del año 2021.

Proyecto hidroeléctrico Santiago G8

El Proyecto Santiago al momento cuenta con sus estudios a nivel de Prefactibilidad, habién-dose acordado la continuación de los estudios a nivel de Factibilidad e Ingeniería Básica en el mes de octubre de 2013. Los trabajos están a cargo de la Comisión Federal de Electricidad CFE, bajo la administración de la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP Unidad de Ne-gocio Hidropaute.

Ubicación y potencia.- La zona del proyecto se ubica en la Demarcación Hidrográfica Santia-go, en la parte suroriental del Ecuador. Geopo-líticamente interviene en las provincias de Morona Santiago (47 %), Zamora Chinchipe (30

138


%), Azuay (15%), Cañar (4 %), Loja (2%) y Chim-borazo (2 %). De acuerdo a los estudios de pre-factiblidad, el proyecto Santiago G8 tiene una potencia instalable de alrededor de 3.600 MW con una generación de 15.650 GWh/año para aportar al Sistema Nacional Interconectado.


En el proyecto Santiago G8 se manejan tres al-ternativas, las cuales se explicarán brevemen-te a continuación:

• Obra de contención: Para las opciones 1, 2 y 3 se planea construir una cortina, de 180 m de altura con una longitud de corona de 333 m de tipo HCR (Hormigón Compactado Rodillado) con un volumen de hormigón de la cortina cer-cano a los 2.600.000 m3

• Obras de Excedencia:- Opción 1: Conformada por dos túneles ver-

tedores controlados por compuertas que se ubican sobre la margen derecha del río Santiago.

- Opción 2: Se contempla colocar un verte-dor tipo túnel y uno adosado a la cortina.

- Opción 3: Se compone de una cresta verte-dora tipo Creager, con el paramento aguas arriba inclinado con talud 1:1 y seis vanos de 13,00 m cada uno. La descarga puede llevarse de manera controlada mediante 6 compuertas radiales de 13 m de ancho y 25 m de altura.

• Obras de generación:- Opciones 1 y 2: La planta hidroeléctrica se

ubica a pie de presa sobre ambas márge-nes del río, compuesta por obra de toma en lumbrera, tubería a presión, casa de máquinas exterior y desfogue. Las plan-tas hidroeléctricas cuentan con tres uni-dades tipo Francis de 600 MW cada una.

- Opción 3: La planta hidroeléctrica se ubi-ca sobre la margen derecha del cauce del

río Santiago, y está comprendida por tres obras de toma en lumbrera, con su res-pectiva tubería de presión. En la casa de máquinas se ha previsto la instalación de 6 grupos de generadores con turbinas tipo Francis, con una potencia total de 3 600 MW.

Presupuesto y año de ingreso programado: De acuerdo al nivel de los estudios, el presupues-to promedio de cualquiera de las tres opciones es de USD 2.500 millones y debería entrar en operación, según el Plan Maestro de Electrifi-cación en enero del año 2021.

Con base en la información presentada en las secciones anteriores, es posible analizar el im-pacto técnico-económico que va a tener la in-corporación de nueva generación en la matriz energética (eléctrica) del país, considerando además que la producción de energía de los proyectos basados en hidroenergía tienen un importante grado de aleatoriedad al depender de las condiciones hidrológicas y climáticas donde estas centrales se ubican.

Para ello, a continuación se describe cómo opera el sistema eléctrico nacional en cuanto al abastecimiento de potencia y energía. Luego se mencionan las principales políticas del Es-tado frente al crecimiento de la demanda, don-de ésta se estima por escenarios en función de la incorporación (o no) de cargas “especiales”. Finalmente se muestra el impacto en el siste-ma al darse la expansión de la generación, en el periodo 2013-2022, incluyendo el análisis de los márgenes de reserva.

3.5 / Abastecimiento de potencia y energía en el Ecuador

La energía eléctrica, y en particular la hidroeléc-trica, es sin lugar a duda un recurso importan-te para el desarrollo económico y social de los países, sea que ésta se consuma y transforme dentro del propio territorio o sea comercializa-

139


da al exterior a través de las interconexiones entre países y la integración de los mercados eléctricos. Cuando un país como el Ecuador no ha explotado convenientemente sus recursos energéticos, en particular la hidroenergía, a pe-sar de tener el potencial para ello, se requiere un replanteamiento de la política energética y una reestructuración o cambio de la denomi-nada matriz energética (eléctrica).

El punto de partida para la reestructuración energética es la voluntad política para hacer-lo, la cual surge de la necesidad de un replan-teamiento estratégico del desarrollo del sector energético en general y del eléctrico en parti-cular. Voluntad que se ha materializado con el inicio de la construcción de los proyectos hidroeléctricos destacados en apartados ante-riores; así como, con la declaración de opera-ción comercial del proyecto Paute-Mazar el 30 de diciembre del año 2010.

En Ecuador, a partir de la expedición de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico–LRSE en 1996 y su posterior aplicación en abril de 1999, se adoptó un modelo de mercado, el cual no mostró los beneficios esperados y más bien se produjeron grandes deudas de los agentes distribuidores y una alta cartera vencida para los generadores, afectando en forma sustan-cial especialmente a los generadores térmicos, cuyos flujos no les permitió atender sus costos operativos ni cumplir con sus obligaciones, peor aún realizar inversiones para optimizar o modernizar sus instalaciones. De igual manera el capital privado esperado no fluyó hacia las nuevas inversiones en generación ya sea por la cartera vencida demostrada en este segmento o por la inseguridad jurídica. Por estas razones el sector eléctrico tuvo que dar un cambio radi-cal, en lo que es conocido como el movimiento pendular (Mercado Estado), y regresar al esque-ma estatal verticalmente integrado del sector, situación que inicia a partir de la expedición del Mandato Constituyente No. 15 en agosto de 2008, dentro del proceso de emisión de la nueva Constitución Política de la República del

Ecuador. Bajo este instrumento legal, el Estado asume para si la responsabilidad de realizar las inversiones en el sector eléctrico (Asamblea Constituyente, 2008), iniciándose las gestio-nes para la materialización de los proyectos hidroeléctricos que hoy están en construcción u operación. Este esquema ha sido ratificado y fortalecido con la expedición, en enero de 2015, de la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica5.

Desde la perspectiva del usuario final, la dis-ponibilidad de las plantas de generación va a incidir directamente sobre la tarifa. La tarifa vigente o costo medio del servicio eléctrico nacional es de 8,409 cUSD/kWh, valor para el cual el Costo Medio de Generación es de 4,409 cUSD/kWh, el valor agregado de distribución de 3,490 cUSD/kWh y para el costo medio de transmisión 0,51 cUSD/KWh (CONELEC, 2014).

Una adecuada planificación de la generación en el Sector Eléctrico supone el desarrollo y fomento armónico de la composición y contri-bución de las plantas que utilizan como fuen-te primaria energía renovable y no renovable (térmica-hidráulica-eólica-biomasa-gas natu-ral-solar), de tal manera que se pueda compen-sar las deficiencias y dependencia de los ciclos naturales como el hidrológico.

Los recursos energéticos renovables en Ecuador son lo suficientemente extensos para soportar el desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional en un esquema de sustitución de hidrocarburos como fuente primaria para la transformación en energía eléctrica, situación que se eviden-cia en la capacidad hidroenergética para el de-sarrollo de proyectos hidroeléctricos, según lo identificado por el ex - INECEL y expuesto en apartados precedentes. Al momento en el país están en desarrollo varios proyectos hidroeléc-tricos, lo cual hace que se vuelva urgente defi-nir una metodología de gestión, investigación,

5 Esta nueva Ley crea la Agencia de Regulación y Control de Electricidad – ARCONEL, en lugar del CONELEC.

140


desarrollo tecnológico y diseminación, que se sustente en la capacidad humana y física de nuestros centros e institutos de investigación y la industria establecida, con el apoyo del Es-tado, para el desarrollo de los aspectos estra-tégicos que permitan la asimilación social de estas tecnologías y su óptima administración en el contexto de la excelencia operacional y gestión de activos basados en normas inter-nacionales, como por ejemplo las familias de normas ISO 55000.

A nivel latinoamericano, Ecuador está ubica-do en el sexto puesto respecto de su capaci-dad instalada hidroeléctrica, siendo Paraguay el país con mayor componente hidroeléctrico, mientras que Argentina es el país que menor componente posee, conforme lo indicado en la Tabla 3.7.

3.5.1 / Potencia instalada y energía 3.5.1.1 / Potencia Instalada

La matriz energética eléctrica del Ecuador, a lo largo de la historia ha estado compuesta principalmente por energía cuyas fuentes pri-marias provienen de recursos hídricos y deri-vados del petróleo, a diferencia de otros paí-ses en donde se explota de manera intensiva

carbón, gas natural, geotermia y petróleo. Esto se evidencia en la Tabla 3.8, donde se puede notar que alrededor del 95 % de la potencia instalada nacional está compuesta por gene-ración hidráulica térmica. Así mismo, se nota que el componente térmico ha incrementado su participación desde 45 % en el 2003 a más de 50 % en el 2013.

En el caso particular de la potencia cuya fuente primaria proveniente del aprovechamiento de recursos hídricos, se evidencia en el Ecuador que la participación de la potencia instalada hidroeléctrica, respecto la potencia instalada total, presenta una tendencia decreciente, pro-ducto de la falta de inversión en el desarrollo de nuevas centrales de generación hidroeléc-trica en la última década. Sin embargo, se evi-dencia que la potencia instalada en términos absolutos ha tenido una tendencia creciente, situación que se ve en la Figura 3.5.

Respecto de la potencia efectiva en interco-nexiones, Ecuador dispone de un sistema de transmisión con Colombia, a través de las lí-neas de transmisión: Tulcán - Ipiales a 138 kV y Pomasqui - Jamondino a 230 kV; y, con Perú a través de la línea de transmisión: Macha-la – Zorritos a 230 kV. La Tabla 3.9 describe la evolución histórica de la potencia efectiva en interconexiones.

Tabla 3.7/ Generación hidroeléctrica (%) en países de la región (CONELEC, 2012)

141


Por otro lado, la participación privada en el sector eléctrico a través de centrales de gene-ración hidroeléctrica, ya sea a través de inver-sión extranjera directa o capital nacional, se puede evidenciar en la Tabla 3.10, donde 18 cen-trales de generación que provienen del sector privado representan 92 MW de potencia efec-tiva instalada, totalizando un 4 % de participa-ción frente al sector público.

Durante el año 2013 ingresó nueva genera-ción eléctrica al sistema eléctrico nacional de manera reducida, esto es el caso de la central

hidroeléctrica Baba (42 MW), el parque eólico Villonaco (16,5 MW) y tres centrales de genera-ción fotovoltaica (3,2 MW en total). Las Tablas 3.11, 3.12 y 3.13 detallan la potencia instalada (nominal y efectiva) en el país por cada em-presa de generación registrada, por segmento (generadoras, distribuidoras, auto productores) y por tipo de fuente primaria (hidráulica, térmi-ca, etc.) (CONELEC, 2012).

Los 5.125 MW de potencia efectiva instala-da (excluyendo interconexión), al año 2013, corresponden a un total de 230 centrales de

Tabla 3.8 / Evolución de la Potencia Instalada (MW) (CONELEC, 2012)

Figura 3.5 / Evolución de la Potencia Hidroeléctrica Instalada (MW). (CONELEC, 2012).

142


Tabla 3.9 /Evolución de la Potencia Instalada en Interconexiones (MW) (CONELEC, 2012)

Tabla 3.10 /Participación Púbica vs Privada en Hidroeléctricas (CONELEC, 2012).

Tabla 3.11 /Centrales de Empresas Generadoras. Fuente: (CONELEC, 2012).

143


Tabla 3.12 /Centrales de Empresas Autoproductoras (CONELEC, 2012).

Tabla 3.13 / Centrales de Empresas Distribuidoras (CONELEC, 2012).

144


generación, de las cuales 55 corresponden a centrales hidroeléctricas conforme a los datos reportados por los agentes del sector eléctrico (CONELEC, 2012).

3.5.1.1 Producción de energía

La producción de energía eléctrica en el Ecua-dor se sustenta en: empresas de generación de energía, la producción de las centrales de ge-neración térmica e hidráulica inmersas en los sistemas de distribución y administradas por estas, la producción proveniente de los autoge-neradores y la energía proveniente de las im-portaciones de Perú y Colombia.

El crecimiento de la demanda de energía eléc-trica en el Ecuador, en promedio, en la última década ha crecido a una tasa anual de 5 %. De la energía disponible, un 2 % (promedio anual de la última década) es utilizada para servicios auxiliares de las centrales de generación, el 3 % (promedio anual de la última década) se pierde en el Sistema Nacional de Transmisión (SNT) por efecto del transporte mismo de ener-gía (pérdidas técnicas en SNT), mientras que

en el segmento de distribución, las pérdidas de energía entre técnicas y comerciales, han experimentado una variación considerable e histórica durante la última década; así, el índi-ce de pérdidas ha pasado del 23 % en el 2003 al 13 % en el 2013, situación que beneficia en gran medida al Sistema Eléctrico Nacional, puesto que durante la última década se ha obtenido una reducción de pérdidas acumulada de 7.910 GWh. Este valor implica que las empresas de distribución facturaron 672 millones de dóla-res adicionales (acumulado últimos diez años), frente a un escenario en el cual se hubiese mantenido el índice de pérdidas en distribu-ción en 23 % anual.

En la Tabla 3.14 se detalla el estadístico de producción de energía de la última década, en donde la energía disponible para servicio pú-blico es aquella que está a disposición de los consumidores finales, a través de los distintos sistemas de distribución. La energía no dispo-nible para servicio público es aquella que pro-ducen los auto-generadores para satisfacer sus propias necesidades o las de sus empresas asociadas y que no se puede poner a disposi-ción de los consumidores finales, salvo el caso de sus excedentes que pueden poner a disposi-ción del Sistema Eléctrico Nacional. Los auto-consumos en generación es la energía requeri-

Tabla 3.14 / Energía Disponible (CONELEC, 2012).

145


da para los sistemas auxiliares en las plantas de generación de energía.

La Tabla 3.15 y la Figura 3.6 muestran la pro-ducción histórica de energía hidroeléctrica res-pecto de la producción total bruta de energía en el Ecuador (CONELEC, 2012). El pico registrado en el año 2008 se debe fundamentalmente a la abundancia hidrológica inusual registrada en

ese año, mientras que los incrementos en los años 2011 y 2012 corresponde al ingreso de la central Mazar (170 MW de potencia) y a su em-balse que permite mejorar la producción aguas abajo, en la central Paute-Molino.

Para la producción de energía, las centrales térmicas con motores de combustión interna (MCI), unidades turbovapor, turbogas, utilizan

Tabla 3.15 / Evolución de Producción de Energía Hidroeléctrica.

Tabla 3.16 / Histórico de Consumo de Combustibles (CONELEC, 2012)

Figura 3.6 / Evolución de Producción de Energía Hidroeléctrica.

146


diferentes tipos de combustibles como fuel oil, diésel, nafta, bunker, residuo y bagazo de caña (biocombustible). La evolución histórica de la última década de los consumos de combusti-bles en el Sector Eléctrico Nacional. A excep-ción del diésel, se puede notar un incremento en el consumo de los principales combustibles (Tabla 3.16).

3.6 / Políticas de Estado y crecimiento de la demanda

La Constitución de la República en sus artí-culos 15, 284, 304 y 334 incorpora el concepto de “soberanía energética”, producto de lo cual se devienen diversas políticas tendientes a al-canzar soberanía eléctrica, pues si bien las im-portaciones de energía a Perú y Colombia fun-damentalmente representan un aporte a las reservas de energía y contribuyen a optimizar los costos de producción de energía eléctrica, ésta energía no debe constituirse como la base del abastecimiento de la demanda. En tal sen-tido el país viene desarrollando de manera in-tensiva proyectos de generación hidroeléctrica para desplazar la generación termoeléctrica, e implementando paralelamente políticas de protección de las cuencas hidrográficas para garantizar los caudales afluentes a dichos pro-yectos.

El Sector Eléctrico, a través del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER), ha definido las políticas, bajo las cuales se desple-gará las acciones necesarias para alcanzar la soberanía energética dispuesta en la Consti-tución de la República. Por la importancia del tema, dichas políticas se presentan a continua-ción (CONELEC, 2012):

“1. El Plan Maestro de Electrificación forma parte de la Planificación Nacional y por lo tanto debe sustentarse en las políticas y ob-jetivos del Plan Nacional para el Buen Vivir y la Agenda de los Sectores Estratégicos. Deberá ser elaborado con una visión integral

del país, tomando en consideración las reali-dades y políticas de todos los sectores de la economía, entre ellos la matriz productiva, el desarrollo del sector minero y los proyec-tos del sector hidrocarburífero, para lo cual se requiere la interacción con los actores y responsables de dichos sectores, tarea en la que esta Cartera de Estado seguirá actuando como lo ha hecho hasta el momento.

2. En este sentido, la proyección de la de-manda, que constituye el elemento básico y fundamental sobre el cual se desarrolla la planificación de la expansión del siste-ma, debe considerar a más del crecimiento tendencial de la población y del consumo, la incorporación de importantes cargas en el sistema, como son los proyectos mineros, sistemas petroleros aislados, la Refinería del Pacífico, el cambio de la matriz ener-gética productiva del país; y fundamental-mente, la migración de consumos de GLP y derivados de petróleo a electricidad, una vez que el país cuente con la producción de los proyectos de generación que hoy se ejecutan. También se deben considerar los efectos de las acciones que se desarrollan para mejorar la eficiencia energética en los sectores residencial y productivo.

3. El desarrollo de megaproyectos, como es el

caso de la Refinería del Pacífico, tiene un alto impacto en la economía de la zona, con la presencia de una población que se desplaza para el desarrollo del proyecto, lo cual aca-rrea el surgimiento de nuevas actividades productivas y comerciales, y de empresas de bienes y servicios, infraestructura, provisión de equipos, materiales, etc., aspectos que ne-cesariamente deben ser considerados en la proyección de la demanda.

4. Debe considerarse asimismo, que por pri-mera vez en la historia energética de este país, se están generando espacios de coor-dinación entre el sector eléctrico y el sector petrolero. La planificación debe considerar por tanto la demanda de los campos e ins-talaciones petroleras públicas y privadas, así como también la capacidad instalada y la

147


oferta de energía de ese sector; así como, sus planes de expansión mediante el aprovecha-miento del gas asociado.

5. La expansión de la generación, debe partir de una línea base que constituyen los pro-yectos que han sido calificados como em-blemáticos, y que en calidad de tales están siendo ejecutados por las empresas públi-cas del sector. Los cronogramas de ejecu-ción y fechas estimadas para la operación de estos proyectos, deben ser coordinados de manera directa con el Ministerio de Elec-tricidad y Energía Renovable.

6. La expansión de la generación debe consi-derar niveles mínimos de reserva para ga-rantizar el abastecimiento interno, los cua-les deben estar debidamente sustentados en estudios técnicos.

7. Sobre esta base, son los ejercicios de plani-ficación y las herramientas de optimización de las que dispone el CONELEC, las que de-ben dar las señales sobre la expansión de la generación y sobre los proyectos que deben ser ejecutados para satisfacer los diferentes escenarios de crecimiento de la demanda, dentro del período de planificación.

8. Las decisiones respecto de los mecanismos que se apliquen para el desarrollo y ejecu-ción de nuevos proyectos, sea por acción directa del Estado o por delegación a otros sectores de la economía, constituyen he-chos subsecuentes que devienen de la pla-nificación y que podrán tomarse una vez que se hayan identificado los proyectos, sus características y sus requerimientos de fi-nanciamiento.

9. Siendo la soberanía energética uno de los pi-lares fundamentales de la política sectorial, las importaciones de energía representan un aporte adicional para la optimización de costos y reforzamiento de la reserva, pero de ninguna manera pueden constituir una base para el abastecimiento.

10. Debe considerarse asimismo, que constitu-

ye uno de los objetivos del sector convertir al Ecuador en un país exportador de ener-gía. La planificación debe incorporar este escenario, identificando las capacidades de exportación y la infraestructura necesaria para conseguir este objetivo.

11. La expansión de la generación térmica debe considerar la disponibilidad de combusti-bles, así como las políticas, proyectos ac-tuales y futuros del sector hidrocarburífero, como es el caso del desarrollo en la explo-tación del gas natural. Por otra parte no se deben desatender las iniciativas privadas que de manera formal han respondido a las señales regulatorias tendientes a incentivar el desarrollo de las energías renovables no convencionales.

12. La expansión de la transmisión debe ajus-tarse a las nuevas condiciones de genera-ción y demanda, priorizando la seguridad del sistema, la satisfacción de la demanda y el cumplimiento de los niveles de calidad establecidos.

13. La expansión de la distribución debe con-siderar los cambios que requiere el sistema por efectos de la migración de consumos hacia la electricidad, lo cual constituye el cambio de la matriz energética desde el lado del consumo.

14. El financiamiento de la expansión en ge-neración, transmisión y distribución, con-forme lo determina el Mandato No.15, se encuentra principalmente a cargo del Esta-do, con recursos que provienen de su Pre-supuesto General. Para identificar alternati-vas de financiamiento para la expansión del sistema, es imprescindible contar con la in-formación que debe surgir del Plan Maestro de Electrificación, en relación con la inver-sión requerida y la programación decenal de recursos.”

Conforme lo analizado en apartados anterio-res, el crecimiento de la demanda de energía eléctrica presenta una tendencia promedio del 5 % anual en la última década. Sin embargo,

148


la previsión para los próximos años conside-ran a más de este comportamiento tendencial “natural” por el crecimiento de la población y consumo, la incorporación de nuevas cargas especiales, que provienen de una planificación estratégica trazada por el Estado y que se pue-den resumir en:

• Proyectos mineros,• Refinería del Pacífico,• Migración de consumo de GLP a electricidad.

Bajo este contexto, el estudio de proyección de la demanda de energía eléctrica debe conside-rar una serie de hipótesis debidamente susten-

tadas que contemplen la evolución histórica de la demanda a nivel nacional, los impactos producidos por la incorporación de cargas es-peciales al sistema, variables políticas, eco-nómicas, sociales, ambientales y tecnológicas que reflejan el comportamiento de la demanda eléctrica (CONELEC, 2013).

Con base en estudios econométricos que co-rrelacionan clientes y consumo de energía con crecimiento poblacional y PIB, y considerando las políticas sectoriales antes expuestas, el CO-NELEC ha realizado el estudio de proyección de la demanda y se han determinado cinco hi-pótesis de crecimiento, de las cuales van desde

Figura 3.7 / Demanda de Electricidad y Escenarios de Crecimiento. Fuente: (CONELEC, 2013).

149


la línea base de proyección a la incorporación de las cargas especiales relacionadas con mi-nería, industria cementera, siderurgia, trans-porte, petroquímica, la sustitución de GLP por electricidad, así como también los programas de uso eficiente de energía. A continuación se presenta los cinco escenarios de crecimien-to de la demanda tanto en energía como en potencia (Figuras 3.7 y 3.8), donde:

H1: Proyección tendencial H2: H1 + Cargas especiales + Eficiencia energética H3: H2 + cocinas eléctricas (inducción) H4: H2 + Refinería del Pacífico.

3.7 / Expansión de la generación

Conociendo el estado actual de la infraestruc-tura de generación del sector eléctrico ecuato-riano, detallado en los apartados anteriores, así como las perspectivas de consumo de energía dadas por el crecimiento natural tendencial de la demanda e incorporación de cargas especia-les, es necesario determinar el requerimiento de nueva infraestructura en generación que permita atender el crecimiento de potencia y energía previsto bajo condiciones de calidad, seguridad, eficiencia y bajo el contexto de au-tosuficiencia de abastecimiento (sin importa-ciones). Con estos antecedentes, desde el año 2014 al 2018 y en el año 2021 deberá incorpo-rarse nueva generación de energía a través de proyectos hidroeléctricos o termoeléctricos para sostener el crecimiento de la demanda

Figura 3.8 / Demanda de Potencia y Escenarios de Crecimiento. Fuente: (CONELEC, 2013).

150


Tabla 3.1 7 /Plan de Expansión en Generación. (CONELEC, 2013)

151


previsto. El detalle de la planificación del ingre-so de proyectos y sus características se detalla en la Tabla 3.17 (CONELEC, 2013).

De la tabla 3.17 se puede determinar que la ex-pansión en generación prevista hasta el año 2021 está sustentada fundamentalmente en hidroelectricidad, pues el 80 % de la energía y potencia instalada provienen de esta fuente primaria, representando además el 77 % de la inversión frente a la generación térmica.

Para un escenario de hidrología media, las si-mulaciones de la operación del Sistema Eléc-trico Nacional presentan los siguientes resul-tados en cuanto a producción de energía, sin considerar sistemas aislados (Tabla 3.18). La Tabla 3.18 muestra que la demanda de ener-gía del país es abastecida con una importante participación hidroeléctrica, cuyo porcentaje

Tabla 3.18 / Producción de Energía en Escenario Hidrológico Medio. Fuente: (CONELEC, 2013)

máximo se esperaría para el 2017 (86 %) con la incorporación de los grandes proyectos que hoy están en construcción. Sin embargo, esta contribución decae paulatinamente hasta el 2021 y se recupera en el 2022 en donde se es-pera el ingreso de la central hidroeléctrica Pau-te-Cardenillo.

Para mejor comprensión se presenta la Figura 3.9, en donde se evidencia la importante par-ticipación hidroeléctrica en el abastecimiento de la demanda y su comportamiento tenden-cial durante la siguiente década.

Como resultado de la implementación del plan de expansión, y al ser éste predominantemen-te hidroeléctrico, el consumo de combustibles experimentaría una variación considerable, es así que para cuando ingresen los proyectos hi-droeléctricos en construcción (año 2016) se es-

Figura 3.9 / Producción de Energía en Escenario Hidrológico Medio. Fuente: (CENACE, 2014)


152


peraría una disminución del 56 % frente al año inmediato anterior, efecto que irá atenuándose a medida que transcurre el tiempo y la deman-da del Sistema Eléctrico Nacional crezca. Este

efecto se puede apreciar en la Tabla 3.19, valo-res estimados para un escenario hidrológico medio, mientras que la Figura 3.10 es la repre-sentación gráfica de la variación proyectada de consumo de combustibles.

Tabla 3. 19 /Consumo de Combustibles, Escenario Hidrológico Medio. Fuente: (CONELEC, 2013)

Figura 3.10 / Consumo de Combustibles, Escenario Hidrológico Medio (CENACE, 2014).

Figura 3.11 / Evolución de Emisiones de CO2. Fuente: (CENACE, 2014).

Ver gráficos a color / pag. 415

153


De igual manera y por efecto de la disminución de la quema de combustibles derivados del pe-tróleo o gas natural y la inserción de energía hi-droeléctrica, el medio ambiente resultará bene-ficiado por la disminución de emisión de gases de efecto invernadero, fundamentalmente CO2. En esencia, se experimentará una reducción de 11.75 millones de toneladas de CO2 frente a un escenario de generación de energía eléctrica con una composición del parque de genera-ción hidroeléctrico/termoeléctrico similar a la actual, es decir con un 53 % de componente hi-droeléctrico. La Figura 3.11 muestra la evolución de la variación de emisiones, en millones (MMT) de toneladas de CO2.

3.8 / Márgenes de reserva

3.8.1 / Márgenes de reserva históricos

Las reservas históricas (2011-2013) de potencia (incluido Regulación Primaria de Frecuencia- RPF y Regulación Secundaria de Frecuencia - RSF) en el Sistema Eléctrico Nacional deter-minadas como la diferencia entre la potencia disponible y la despachada presentan valores porcentuales que varían en el rango del 3 % al 45 %, siendo los valores más bajos los que ocurren en las horas de demanda máxima de ciertos meses del año (18:00h –22:00 h), mientras que las reservas de potencia más altas se presentan durante las horas de demanda mínima (01:00 h – 06:00 h). De esta observción, obtenida de da-tos estadísticos, se concluye que al disponer de reservas inferiores al 10 %, el sistema, bajo deter-minadas condiciones de demanda y oferta, es-taría en vulnerabilidad en las horas de demanda máxima para ciertas épocas del año, puesto que la reserva recomendada para RPF se ubica en 5 % (Ecuador aislado) y la reserva de potencia para RSF está en 5 %, en un escenario de Ecuador sin conexión con Colombia (CENACE, 2014).

En cuanto a las reservas históricas (2011-2013) de energía en el Sistema Eléctrico Nacional de-terminadas como la diferencia entre la energía

disponible y la despachada, presentan valores porcentuales que varían en el rango del 8 % al 38 % siendo los valores más bajos los que ocu-rren en las horas de demanda máxima de cier-tos meses del año (18:00 h –22:00 h).

3.8.2 / Márgenes de reserva proyectados

Para el periodo abril 2014-marzo 2015, se espe-raba el ingreso de nueva generación según el siguiente detalle (CENACE, 2014):

Proyectos hidroeléctricos: Manduriacu, 60 MW (1/ene/2015); San José de Tambo, 8 MW (31/may/2014); proyecto Mazar-Dudas, 21 MW (28/sep/2014); Saymirin V, 7 MW (1/jul/2014); Cho-rrillos, 3.96 MW (1/sep/2014); Victoria, 10 MW (1/nov/2014); Isimanchi, 2,25 MW (1/jun2014).

Proyectos termoeléctricos: Guangopolo II, fuel oil: fase I, 16 MW (15/mar/2014), fase II, 16 MW (30/abr/2014), fase III, 16 MW (19/may/2014); proyecto Esmeraldas II, fuel oil: fase I, 48 MW (29/mar/2014), fase II, 48 MW (21/jun/2014); Ma-chala 3, 70 MW (31/mar/2015).

Proyectos Fotovoltaicos: Chota Piman, 8 MW (9/abr/2014); Mitad del Mundo, 10 MW (22/feb/2014); Villa Cayambe, 16 MW (15/mar/2014); San Alfonso, 6 MW (1/jul/2014); Santa Elena, 25 MW (27/nov/2013); Solarconnection, 20 MW (31/dic/2014); Condorsolar, 30 MW (31/dic/2014); La-garto, 20 MW (30/dic/2014).

Para un escenario de cumplimiento de ingreso de la nueva generación antes descrita y consi-derando Ecuador sin interconexiones, las re-servas previstas de potencia (incluye RSF) se estiman así: Reserva mínima: 8 % (Abr. 2014), Re-serva máxima: 18 % (Mar. 2015) (CENACE, 2014).

Las reservas previstas para energía, para los di-ferentes escenarios hidrológicos y Ecuador sin interconexiones, se detallan a continuación (CENACE, 2014):

154


i) Hidrología seca (90 % de probabilidad de excedencia).- Reserva mínima: 10.4 % (Nov. 2014), Reserva máxima: 30,6 % (Julio 2014).

ii) Hidrología media (50 % de probabilidad de excedencia).- Reserva mínima: 25.4 % (Abr. 2014), Reserva máxima: 39,9 % (Julio 2014).

iii) Hidrología lluviosa (10 % de probabilidad de excedencia): Reserva mínima: 33.9 % (Oct. 2014), Reserva máxima: 48,9 % (Ene-ro 2015).

Para el periodo 2015-2023, para un escenario de cumplimiento de ingreso de la nueva gene-ración descrita en el Plan de Expansión de la Generación y para Ecuador sin interconexio-nes, las reservas previstas de potencia (inclu-ye RSF) se estiman así: Reserva mínima: 22 % (Marzo 2015), Reserva máxima: 58 % (Julio 2016) (CONELEC, 2013).

Finalmente, para el periodo 2015-2023, las re-servas previstas para energía, para los dife-rentes escenarios hidrológicos y Ecuador sin interconexiones, se detallan a continuación (CONELEC, 2013):

i) Hidrología seca (90 % de probabilidad de excedencia).- Reserva mínima: 5 % (Nov. 2019), Reserva máxima: 45 % (Ago. 2016).

ii) Hidrología media (50 % de probabilidad de excedencia): Reserva mínima.- 20 % (Mar. 2015), Reserva máxima.- 52 % (Julio 2016).

iii) Hidrología semiseca (75 % de probabilidad de excedencia).- Reserva mínima: 11 % (Nov 2019), Reserva máxima: 51 % (Mayo 2016).

3.9 / Comentarios finales

A partir del año 2005, con el inicio de la cons-trucción de la central hidroeléctrica Paute- Ma-

zar, el sector eléctrico ecuatoriano emprendió una etapa de cambios profundos. Las nuevas políticas energéticas buscan, a mediano plazo, la capacidad de autoabastecimiento de energía en el país, tal es así que a la fecha el Ecuador acomete con la construcción simultánea de 8 mega proyectos hidroeléctricos.

Con una inversión superior a los 5.000 millo-nes de dólares, se pretende llegar para el año 2016 al 90 % como componente de energía hi-dráulica dentro de la matriz eléctrica del país. El aporte en potencia instalada en bornes de generación por los proyectos hidroeléctricos actualmente en construcción es de 3.021 MW, quedando definida la alta prioridad que implica el aporte de generación hidroeléctrica dentro de la oferta proyectada en el país.

La planificación de la expansión de la gene-ración eléctrica en el Ecuador, se basa en es-tudios de oferta y demanda elaborados por el Consejo Nacional de Electricidad – CONELEC (hoy ARCONEL) y plasmados en el Plan Nacional de Electrificación. La demanda asumida por el CONELEC con proyección 2013-2022, se basó en la hipótesis que contempla: demandas industria-les vinculadas con la actividad minera, cemento, siderúrgica, transporte, petrolera, proyectos de eficiencia energética, la ciudad del conocimiento Yachay, demandas de la refinería del Pacífico y la demanda del Programa Nacional de Cocción eficiente, teniendo como resultado del modelo de proyección la potencia expuesta en la Figu-ra 3.12. A su vez, la infraestructura planificada para la expansión para el año 2022, con el afán de abastecer la demanda proyectada se presenta en la Figura 3.13, donde se evidencia una vez más la prioridad de la hidroelectricidad dentro de la matriz energética futura.

Con lo expuesto en párrafos anteriores, queda muy claro que el objetivo del sector eléctrico para el año 2022 es conseguir una soberanía energética con énfasis y protagonismo del componente hidroeléctrico dentro de la ma-triz energética (Figuras 3.9 y 3.13). Sin embar-

155


Figura 3.12 / Evolución de la demanda en potencia en bornes de generación (CONELEC, 2013).

Figura 3.13 Infraestructura en generación para el plan de expansión de generación 2013-2022 (CONELEC, 2013)


156


go, se debe considerar que la construcción de una central hidroeléctrica lleva grandes retos a ser superados, tales como: topografía y geo-logía compleja, requerimiento de infraestruc-tura de alta tecnología, contar con empresas constructoras (y fiscalizadoras) con experien-cia, mano de obra calificada, problemas socia-les y ambientales, etc., situaciones que hacen que en un proyecto de estas características no sea posible evitar variaciones en costos y pla-zos programados. De esta forma, en el caso de Ecuador, que de manera simultánea se encuen-tra ejecutando la construcción de 8 mega pro-yectos hidroeléctricos, definitivamente existe riesgo de que se generen cambios en los presu-puestos y plazos planificados. El sector eléctri-co debe contemplar estas posibilidades y pre-ver los recursos económicos adicionales que podrían requerirse, y que probablemente serán de magnitudes considerables para la econo-mía de un país como Ecuador. De igual forma en cuanto a plazos, se deberá contar con áreas de programación y control de alta eficiencia, de tal forma que permitan una comunicación constante hacia las autoridades del nivel que corresponda con información veraz y oportuna a fin de mantener una planificación dinámica de las fechas reales de entrada de operación de las nuevas centrales en construcción.

Al iniciar el año 2015, los escenarios de proyec-ción de la oferta de energía eléctrica, dados por la construcción de los proyectos de generación de energía, están en pleno cumplimiento, con-secuentemente no se evidencia riesgo elevado de desvío de las programaciones de expansión de la oferta. Sin embargo, se puede evidenciar cierto nivel de riesgo de cumplimiento de las hipótesis de crecimiento de la demanda de energía, por lo que resulta necesario continuar los estudios que permitan verificar el ajuste real que se dará en el periodo 2016-2022 entre oferta y demanda, lo cual permitirá dimen-sionar con mayor precisión los volúmenes de energía disponibles para exportación. Ello deberá ir de la mano de una gestión cada vez “más moderna” del Sistema Eléctrico Nacional

a través de incorporar al mismo las tecnologías de la información y comunicación (TICs), en una trayectoria hacia las denominadas redes inteligentes o “smart-grids”.

Así mismo, para aprovechar eficientemente las oportunidades de exportación de energía eléctrica, mismas que dependerán en gran medida del cumplimiento de las hipótesis de crecimiento de la demanda, sobre todo las cargas especiales, será necesario que el país se prepare y lidere el rompimiento de las ba-rreras técnicas (existencia de vínculos físicos para exportación de energía hacia los países objetivo), comerciales (viabilidad de suscrip-ción de acuerdos de compra-venta de energía), políticas (voluntad política para la integración regional) y legales (armonización legal y regu-latoria que permitan la exportación - importa-ción entre los países objetivo) que viabilicen la comercialización de energía eléctrica hacia los países de la región. En el caso de presentarse el escenario apto para la exportación de ener-gía, lo cual implica en primer lugar el abasteci-miento interno de la demanda, pero de no ha-berse superado las barreras antes indicadas, es posible que se limite la exportación de energía eléctrica a los países de la región.

Al ser los proyectos hidroeléctricos parte del sector energético, mismo que es estratégico para el país y un componente clave del desa-rrollo nacional, resulta necesario buscar la ex-celencia operacional en la administración de dichos proyectos. Ello obliga a buscar sistemas de gestión orientados hacia ello e implemen-tarlos en la administración de estos activos estratégicos. Como ejemplo se cita la familia de normas de gestión de activos ISO 50.000, emitidos en febrero de 2014 por la International Organization for Standardization – ISO; con-secuentemente queda el reto de implementar esta clase de sistemas de gestión en el sector eléctrico ecuatoriano.

Un reto importante para el país en el largo pla-zo es sostener una matriz energética (eléctri-

157


ca) con un componente de al menos 90 % de hidroelectricidad, puesto que ello demandará ingentes recursos económicos para conti-nuar desarrollando proyectos de generación hidroeléctrica. Sin embargo de este reto, que mantiene como hipótesis subyacente que la hidroelectricidad será más económica que la energía termoeléctrica, se ve necesario que se estudie para el futuro cuán competitivos se vuelven ciertos proyectos de generación termoeléctrica y estudiar cuál es el punto en el que la generación termoeléctrica se vuelve competitiva frente a la hidroeléctrica por la disminución del precio del petróleo, si éste se mantuviera bajo en el largo plazo. Así mismo, es necesario estudiar la combinación óptima de energía hidroeléctrica, termoeléctrica y de

otras fuentes no convencionales (solar, eólica, geotérmica, etc.) para disminuir el riesgo de desabastecimiento debido a escenarios hidro-lógicos de extrema sequía.

Finalmente, queda planteado el reto de aprove-char las experiencias y transferencia tecnoló-gica que se está produciendo con la construc-ción de los múltiples proyectos hidroeléctricos en el periodo 2005-2017 para en el mediano y largo plazos construir centrales hidroeléctri-cas con el 100 % de ingeniería, fiscalización y mano de obra locales, así como propender al uso máximo de componentes nacionales en la construcción de las centrales que el país re-quiera en el futuro.

3.10 / Referencias y Material de Consulta

1. CENACE. (2014). Estudio de Reserva de Generación.2. CENACE. (2014). Plan de Operación del Sistema

Nacional Interconectado.3. CENTROSUR. (2012). TRAYECTORIA. CENTROSUR,

Cuenca.4. CEPAL, OLADE, & GTZ. (2000). Energia y Desarrollo

Sustentable en América Latina y el Caribe: Guía para la Formulación de Políticas Energéticas.

5. CONELEC. (2012). Estadísitca del Sector Eléctrico Ecuatoriano.

6. CONELEC. (2013). Plan Maestro de Electrificación 2013 - 2022. Quito: CONELEC.

7. CONELEC. (2014). Análisis del Costo y Pliego Ta-rifario del Servicio Eléctrico Resolución No. 030/2014, Mayo.

8. CONELEC. (13 de Marzo de 2014). Participación de los generadores de energía eléctrica produci-da con Recursos Energéticos Renovables No Convencionales (Codificación Regulación No. CONELEC 001/13). Quito: Consejo Nacional de Electricidad.

9. CONELEC, & CIE. (2008). Atlas Solar del Ecuador con fines de generación eléctrica. CIE, Quito.

10. Coz, F., & Sanchez , T. (1995). Manual de Mini y Mi-crocentrales Hidráulicas. Lima, Perú: Interme-diate Technology Development Froup, ITDG.

11. ESHA. (2006). Guía para el desarrollo de una pe-queña central hidroeléctrica.Intelligent Ener-gy Europe.

12. Fernández, I., & Robles, A. (2012). Centrales de Ge-neración de Energía Eléctrica. Cantabria: Uni-versidad de Cantabria.

13. HIDROPAUTE, C. E. (2012). Curso Intensivo Fun-damentos de PLANIFICACIÓN DE PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS.

14. Larsson, S., Fantazzini, D., Davidsson, S., Kullan-der, S., & Höök, M. (2014). Reviewing electricity production cost assessments. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 170–183.

15. MAP, R. I. (2012). Renewable energy promotion policies. Recuperado el 3 de marzo de 2014, de http://www.map.ren21.net/pdf/renewablepoli-cytable.aspx

16. MEER. (2008). Matriz Energética del Ecuador. Qui-to, Ecuador: Ministerio de Electricidad y Ener-gías Renovables.

17. MEER. (2010). Inventario de Recursos Energéticos con Fines de Generación Eléctrica. MEER, Quito.

158


18. MEER. (2010). Plan para el aprovechamiento de los recursos geotérmicos en el Ecuador. MEER, Quito.

19. OLADE. (2011). Organización Latinoamericana de Energía.

20. PME, C. (2009). Plan Maestro de Electrificación 2009-2020. Quito, Ecuador: CONELEC.

21. Renovable, M. d. (s.f.). Ministerio de Electricidad y Energía Renovable. Recuperado el 2013, de http://www.energia.gob.ec/

22. Senplades. (2009). Plan Nacional para el Buen Vi-vir 2009-2013. Quito, Ecuador.

23. SENPLADES. (2013). Plan Nacional para el Buen Vivir 2013-2017.Quito.

24. Torres, M., & Arana, E. (2010). Energía eólica: Cues-tiones jurídicas, económicas y ambientales. Navarra, España: Civitas, Thomson Reuters.

159

IV / Hidrógeno electrolítico: perspectivas de producción y uso en Ecuador

a Facultad de Ciencias Químicas, Universidad de Cuenca, Cuenca-Ecuador

b Itaipu Technological Park, Paraguay

c Department of Biological Systems Engineering,

Washington State University, WA, Estados

Unidosd Facultad de Ingeniería

Eléctrica, UNICAMP, Brasile The Voiland School of Chemical Engineering

and Bioengineering, Washington State

University, Pullman, WA, USA

f Facultad de Ingeniería, Universidad de Cuenca,

Cuenca-Ecuador.


Peláez Samaniego, M. R., Riveros Godoy, G., Torres

Contreras, S., García Pérez, T., García Renté, M., Albornoz Vintimilla,

E., 2015.Hidrógeno electrolítico: perspectivas

de producción y uso en Ecuador.

En: “Energías renovables en el Ecuador. Situación




Manuel Raúl Peláez Samaniegoa, c, Gustavo Riveros Godoyb,Santiago Torres Contrerasd, f, Tsai García Péreze, Manuel García Rentéf, Esteban Albornoz Vintimillaf (*)

“… without coal there would be no machinery, and without machinery there would be no railways, no steamers, no manufactories, nothing of that which is indispensable to modern civilization!”.

“But what will they find?” asked Pencroft. Can you guess captain?”“Water”, replied Harding. “Water?”, cried Pencroft, “water as fuel for steamers and engines ! Water to heat water!”

“Yes, but water decomposed into its primitive elements”, replied Cyrus Harding, “and decomposed doubtless, by electricity…”

(The Mysterious Island, Julio Verne, 1874)

4.1 / Introducción

El desarrollo sostenible de una sociedad involucra la necesidad de alcan-zar simultáneamente crecimiento económico, equidad social y protec-ción al medio ambiente. En el caso del desarrollo económico, reflejado en la evolución del Producto Interno Bruto (PIB) de cada país, este se ha relacionado, históricamente, con la producción y el consumo energético. En este sentido, se ha podido observar que variaciones en el PIB provocan también variaciones en el consumo energético, como se ve en la Figura


160

4.1, que muestra el comportamiento de estos indicadores en años recientes en Ecuador. Sin embargo, este enfoque sobre desarrollo econó-mico y consumo energético está cambiando en los últimos tiempos, debido a la percepción de que es posible alcanzar crecimiento económi-co de manera sustentable, introduciendo para ese fin políticas de eficiencia energéticay un mayor uso de recursos energéticos renovables.

La dependencia de la humanidad respecto a las fuentes energéticas ha cambiado gradualmen-te con el tiempo6. Esos cambios han ido acom-pañados de una tendencia hacia la “descar-bonización” de la matriz energética mundial, proceso caracterizado por una mayor relación H/C (Hidrógeno/Carbono) en los combustibles. Siguiendo dicha tendencia, en los últimos años se ha incrementado la producción y uso de combustibles oxigenados (por ejemplo etanol) provenientes de la biomasa en varios países y se están estudiando alternativas de empleo di-recto del hidrógeno como combustible. No obs-tante, el consumo de combustibles en diversos sectores como el de transporte y de genera-ción termoeléctrica, es todavía dependiente casi exclusivamente de fósiles como petróleo y gas natural. En el caso de Ecuador, aproxi-

madamente 47 % de la electricidad producida en el año 2012 tuvo origen en termoeléctricas (Pelaez-Samaniego et al., 2014), que emplean diésel, bunker, gas natural, etc. Estos recursos energéticos, además de ser no renovables, pre-sentan constantes fluctuaciones en los precios y algunos de ellos son importados. Por otro lado, son bien conocidos los efectos ambienta-les y sobre la salud que provoca la combustión de los mismos, traduciéndose en mayores cos-tos de la gestión de la salud pública de algunas ciudades (Balat, 2008) y en un deterioro am-biental evidente. Se espera que la expansión de la matriz de generación eléctrica en Ecuador usando energía hidráulica tenga repercusión no solo en la reducción de emisiones y en la economía del país, sino también en las pers-pectivas de producción de hidrógeno electrolí-tico (Pelaez-Samaniego et al., 2014).

A pesar de los efectos negativos del uso de combustibles fósiles, se observa una tenden-cia creciente hacia un mayor uso de estos. El informe “Global Trends 2015” estima que en los próximos 30 años la demanda energética mundial crecerá aproximadamente en 50 %, y que para el año 2015 el consumo mundial de petróleo alcanzará aproximadamente 100 millones de barriles diarios, 16 millones más que los consumidos en el 2005 (IPE, 2008). Esta realidad está forzando al mundo a buscar al-ternativas frente a su alta dependencia en los

6 Primero fue la leña, luego el carbón mineral, después el petróleo y, posteriormente, la energía nuclear y el gas natural.

Figura 4.1 / Comportamiento de la variación del PIB y de la demanda de energía eléctrica en Ecuador. Fuente: CONELEC (2009).

161

HIDRÓGENO ELECTROLÍTICO: PERSPECTIVAS DE PRODUCCIÓN Y USO EN ECUADORManuel Raúl Peláez, Gustavo Riveros, Santiago Torres, Tsai García, Manuel García, Esteban AlbornozIV

combustibles fósiles y promover el uso de otras fuentes alternativas de energía, con criterios de eficiencia energética. Por este motivo, des-de hace algunos años, varios países trabajan en el desarrollo de tecnologías para aprovechar diversas fuentes de energía renovable y, en el caso del sector del transporte, amplio consumi-dor de derivados del petróleo, se buscan alter-nativas urgentes para la sustitución, al menos parcial, de los combustibles líquidos derivados del petróleo.

Dentro del panorama energético presentado, el hidrógeno es uno de los combustibles que se perfila como una importante opción de utiliza-ción en el sector del transporte a mediano y lar-go plazo, así como para la generación eléctrica, de preferencia en sistemas de Generación Dis-tribuida (GD) y como materia prima o insumo para otros procesos industriales (Riveros, 2008; HYDROGEN, 2008; Galeano, 2008; Brisse et al, 2008; Almeida et al, 2007; Balat, 2008; Rifkin, 2003; Thomas, 2009; OECD/IEA, 2004). La de-manda de hidrógeno para la producción de fer-tilizantes y para el hidrotratamiento de com-bustibles (fósiles y derivados de la biomasa) se espera que se incremente sustancialmente en los próximos años (Treehugger, 2009; EIA, 2008; Suresh et al, 2007; PRAXAIR, 2009).

El objetivo del presente capítulo es analizar las posibilidades de producir y usar hidrógeno en Ecuador, ya sea como combustible, como ma-teria prima en procesos industriales, o como insumo para la regeneración de energía eléc-trica. La producción de hidrógeno puede usar diferentes recursos disponibles en el país, destacándose la posibilidad de producción de hidrógeno electrolítico. Por este motivo, el ca-pítulo aborda, principalmente, la posibilidad de producción de hidrógeno electrolítico, aunque también se hace referencia a otros esquemas posibles de producción de hidrógeno que po-drían ser considerados a futuro, sobre todo aquellos que usan biomasa como fuente de materia prima. Para el abordaje del tema se to-man como base el trabajo “Factibilidad de pro-

ducción de hidrógeno electrolítico en la Uni-dad de Negocio Hidropaute”, efectuado en la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC S.A., hoy CELEC E.P.), Unidad de Negocio Hidropau-te (año 2009) y el artículo “Production and use of electrolytic hydrogen in Ecuador towards a low carbon economy” (Pelaez-Samaniego et al., 2014).

El capítulo inicia con un marco teórico, donde se exponen algunos conceptos sobre el hidró-geno, su producción, usos y transporte. El ob-jetivo de esta parte es proporcionar elementos de juicio que permitan al lector valorar el al-cance del trabajo e interpretar adecuadamente algunos resultados. A continuación se ha recu-rrido a la búsqueda de información relaciona-da con algunos aspectos característicos de la Unidad de Negocio Hidropaute y se ha determi-nado el potencial hidráulico con posibilidades de aprovechamiento para producir hidrógeno electrolítico. Debido a las grandes fluctuacio-nes mensuales de caudal vertido en la Unidad, al efecto del funcionamiento del embalse Ma-zar, así como a la necesidad de proveer de dife-rentes alternativas futuras en cuanto a la eje-cución práctica de las propuestas, se ha visto la necesidad de crear escenarios sobre la dispo-nibilidad de generación y aprovechamiento de energía eléctrica. Estos escenarios han servido de base para el análisis técnico-económico de la factibilidad de la producción de hidrógeno electrolítico. Una vez conocida la cantidad de energía disponible se ha determinado la canti-dad de hidrógeno que se puede generar por vía electrolítica en los diferentes escenarios plan-teados.

La comercialización del hidrógeno requiere conocer los mercados existentes en el país, por lo que se han analizado diferentes alter-nativas para el consumo del hidrógeno y del oxígeno producido en el Ecuador. Con esa in-formación se ha procedido a identificar los lu-gares de producción y aprovechamiento tanto del hidrógeno como del oxígeno (subproducto de la electrólisis del agua). La naturaleza de


162

los consumidores potenciales del hidrógeno y la cantidad de energía eléctrica disponible han permitido dimensionar la capacidad de producción y utilización del hidrógeno en dife-rentes condiciones, ya sea como combustible o como fuente de materia prima.

Una vez definidos los usos posibles a corto o mediano plazo, se ha procedido a analizar los aspectos técnicos a tener en cuenta en la im-plantación de los sistemas de uso del hidró-geno y los efectos ambientales consecuentes. Finalmente, se ha efectuado un estudio eco-nómico y financiero de cada opción de aprove-chamiento, teniendo en cuenta las inversiones requeridas, las condiciones de financiamiento y operación de cada esquema, así como los po-sibles ingresos extras por concepto de venta de créditos de carbono. Con los resultados obteni-dos se concluye sobre la viabilidad o no de las propuestas y se han elaborado recomendacio-nes que podrían ser tomadas en cuenta para concretar los proyectos.

4.2 / Conceptos y estado de arte de producción y uso de hidrógeno

4.2.1 / Métodos de producción de hidrógeno

El hidrógeno es el elemento químico más abundante en la naturaleza. No obstante, no se

encuentra libre, sino que está asociado a com-puestos químicos como el agua o los hidrocar-buros. Debido a que las reacciones químicas para separar el hidrógeno de dichos compues-tos no ocurren de manera espontánea, es nece-sario el empleo de otras formas de energía para su obtención.

El hidrógeno no es una fuente primaria de energía, sino un vector energético, que permite liberar la energía disponible en él de manera controlada y acorde a determinada necesidad. El Poder Calorífico Inferior del Hidrógeno (con-tenido energético) es muy superior al de otros combustibles conocidos, como se muestra en la Tabla 4.1. Otras propiedades del hidrógeno y combustibles como el metano y la gasolina se muestran en la Tabla 4.2.

La obtención de hidrógeno puede provenir de varias fuentes como el carbón mineral, hidro-carburos, biomasa, agua, etanol, metanol, etc. Actualmente el método más utilizado para la producción de hidrógeno a escala industrial es el reformado de gas natural (GN) con vapor (NREL, 2006). Por ello, la mayor parte del hidró-geno es producido a partir de este combustible o de fracciones ligeras de petróleo. Sin em-bargo, como es conocido, no todos los países disponen de estos recursos fósiles y, por otro lado, el empleo de éstos trae consigo efectos ambientales negativos.

Otras vías de obtención del hidrógeno son: ga-sificación de hidrocarburos pesados, fermenta-

Combu�ible

HidrógenoGas Natural LicuadoPropanoGasolina para automóvilesDiesel para automóviles EtanolLeña seca

Contenido energético (MJ/kg

12054.449.646.445.619.7

9.6 - 16.0

Fuente: Ni et al (2006).

Tabla 4.1 / Contenido energético de diferentes combustibles.

163


ción de biomasa y mediante procesos biológi-cos. La electrólisis del agua constituye también un método de producción ampliamente cono-cido y practicado desde hace mucho tiempo. No obstante, este proceso es solo viable a gran escala si se utiliza energía barata, derivada fundamentalmente de recursos renovables. La diversidad de fuentes de materia prima para producir hidrógeno lo hacen un “combustible universal” (Holladay et al., 2009). Ningún conti-nente o país está excluido de la posibilidad de producirlo o comercializarlo (Winter, 2009). La producción mundial de hidrógeno hasta hace poco alcanzaba aproximadamente 50 millo-nes de toneladas, con una tasa de crecimiento anual de aproximadamente 10 % (Winter, 2009).

A pesar de que la producción de hidrógeno a partir de la reformación catalítica del gas na-tural continúa creciendo (National Research Council, 2004), se cree que el aumento del costo del GN en el mercado mundial que se espera en los próximos años, hará la electrólisis del agua mucho más competitiva en países con bajo costo de la electricidad (Holladay et al, 2009). El objetivo es producir hidrógeno a costos equiva-lentes al de la gasolina (Holladay et al, 2009). En la actualidad se observa que incluso regiones que no disponen de recursos hidroenergéticos,

como Hong Kong, están buscando alternativas para la producción de hidrógeno empleando energía eólica y solar para producir hidrógeno mediante electrólisis (Ni et al., 2006). Tanto en Estados Unidos, como en Australia, Alemania, Canadá, Japón, entre otros países, gobiernos e instituciones de investigación trabajan ardua-mente con una visión amplia de producción y empleo de hidrógeno dentro del concepto denominado “Economía de Hidrógeno” (CUTE, 2003; Rifkin, 2003; OECD/IEA, 2004; Hoffman, 2005; Pudukudy et al., 2014; Ren et al., 2015).

En el caso del Ecuador, el hecho de no dispo-ner de reservas importantes de gas natural, y siguiendo la tendencia de emplear recursos energéticos renovables, se ha recurrido al empleo de energía hidroeléctrica, cuyo poten-cial por explotar es alto. La Figura 4.2 muestra la ruta seguida para producir hidrógeno em-pleando diversas fuentes de energía renovable, en cuyo caso, la electrólisis del agua es el mé-todo más practicado.

En la siguiente sección se detallan aspectos relacionados con la electrólisis del agua para producir hidrógeno ―por ser la tecnología que podría ser implantada en la Unidad de Negocio Hidropaute o en cualquier otra empresa de hi-

Tabla 4.2 / Propiedades físicas y químicas del hidrógeno, el metano y la gasolina.

Propiedad

Peso molecular (g/mol)Densidad (kg/Nm3). A presión atmosférica (0.101 MPa) y T = 0ºCDensidad de H2 líquido a 20 KPunto de ebullición (K)Poder Calorífico Superior (MJ/kg)Poder Calorífico Inferior (MJ/kg)Límites de inflamabilidad (% volumen)Toxicidad

Hidrógeno

2016

0,0970,920,2

142120

4,0–75,0No tóxico

Metano(H/C=4)

16,04

0,72-

111,655,5

505,3–15,0

No tóxico

Gasolina(H/C=1.87)

Aprox. 110

720–780 (líquido)-

310–47847,3

441,0–7,6

Tóxico encimade 50 ppm

Fuente: Balat (2008).


164

HIDRO-ENERGÍA

EÓLICAENERGÍA

ELÉCTRICA ELECTRÓLISIS HIDRÓGENO

HIDROTRATAMIENTO

PRODUCCIÓN DE NH3

PRODUCCIÓN DEMETANOL

CELDAS DECOMBUSTIBLES

MOTORES CI

TURBINAS

CALDERAS

TECNOLOGÍASDE USO FINAL

SOLAR

dro-generación con características similares, así como algunos conceptos que permitirán una adecuada comprensión de las propuestas en el trabajo.

4.2.2 / Fundamentación teórica de la produc-ción de hidrógeno por vía electrolítica

La electrólisis, presentada por primera vez en el año 1800 por los químicos ingleses William Nicholson y Anthony Carlisle (Bockris y Reddy, 2000), es una reacción de oxidación-reducción opuesta a la que ocurre en una célula a com-bustible, siendo, por lo tanto, un fenómeno físi-co-químico no espontáneo, a través del cual se puede obtener hidrógeno de alta pureza (hasta 99,999 %). El esquema de un sistema de este tipo es presentado en la Figura 4.3.

La descomposición del agua por la electrólisis ocurre cuando se aplica una fuerza electro-motriz (potencial eléctrico) por encima de un potencial mínimo. Como resultado de este po-tencial se inducen reacciones parciales en los electrodos, los cuales se encuentran separa-

Figura 4.2 / Ruta de producción del hidrógeno a partir de fuentes renovables de energía usando electrólisis de agua y usos del mismo en diferentes sistemas.

dos por una membrana capaz de conducir io-nes involucrados en el proceso. Las reacciones verificadas en el caso de un medio conductor ácido (Ullmann’s, 1997), son: En el Cátodo:2H+ (aq) + 2e- H2 (g) En el Ánodo:H2O (l) ½ O2 (g) + 2H+ (aq) TotalH2O (l) H2 (g) + ½ O2 (g) En el caso de un medio conductor básico, se tiene:

En el Cátodo:2H2O (l) + 2e- H 2 (g ) + 2OH - (aq) En el Ánodo:2OH-(aq) + 2e- ½ O 2 (g ) + H 2O ( l ) TotalH2O (l) H2 (g) + ½ O2 (g)

165


Figura 4.3 / Unidad de producción del hidrógeno mediante electrólisis (Ivy, 2004).

AGUA

E. ELÉCTRICAELECTROLIZADOR PURIFICACIÓN

DE GAS

OXÍGENO

HIDRÓGENO

AGUA

HIDRÓGENO

OXÍGENO

Como se puede observar, tanto en el medio áci-do como en el medio básico, en el ánodo ocu-rre oxidación y en el cátodo reducción, con la consecuente producción de hidrógeno. La di-ferencia está en las especies involucradas en el proceso de oxidación-reducción: por un lado están los protones (H+) y por el otro los aniones hidroxilos (OH-). Al final, independientemente del medio conductor, la reacción global es la misma, así como la entalpía de reacción, que es igual a +286 kJ/mol.

Realizando un balance energético de la elec-trólisis del agua y considerando un proceso re-versible (Ullman´s, 1997), se tiene que la energía eléctrica aportada por el generador es igual a la variación de energía química del sistema, ex-presado por la Ecuación 4.1. E • Q = -∆G Ecuación (4.1)

Donde:E – corresponde a la tensión mínima para la electrólisis;Q – es la carga transferida a la reacción; y, ∆G – La variación de energía libre de Gibbs de la reacción.

Siguiendo las reglas de la termodinámica se obtiene de este proceso dos ecuaciones, la pri-

mera que presenta la tensión mínima para el desarrollo de las reacciones (Ecuación 4.2) y la otra, que presenta la tensión adiabática, donde no hay intercambio de calor entre el sistema químico y el medio ambiente (Ecuación 4.3).

V1 = - ∆G / n.F Ecuación (4.2)

V2 = ∆H / n.F Ecuación (4.3)

Donde:n – representa el número de electrones trans-feridos en la reacción;F – es la constante de Faraday; y,∆H - la variación de entalpía de la reacción

De esta manera se llega a las siguientes con-clusiones:

• Para tensiones por debajo de V1 la electró-lisis no ocurre;

• Para tensiones entre V1 y V2 la electrólisis ocurre siempre y cuando sea suministra-do calor al proceso;

• Para tensiones por encima de V2, la elec-trólisis es obtenida con transferencia de calor para el medio ambiente.

Los dispositivos en los cuales ocurre la des-composición del agua a través de electricidad


166

reciben el nombre de electrolizadores. Estos sistemas son discutidos en la Sección 4.3.

4.2.3 / Aspectos generales de la tecnología de producción de hidrógeno por vía electrolítica

Aproximadamente dos décadas atrás, apenas 5 % de la producción mundial de hidrógeno se realizaba mediante electrólisis del agua (Rous-trop-Nielsen, 2002). Esto se explica porque el costo de producción de hidrógeno mediante electrólisis es altamente dependiente del costo de la energía eléctrica (Ivy, 2004). Por ello, este método se justifica donde es posible generar energía eléctrica con bajos costos de produc-ción y se torna una opción interesante en paí-ses con elevado potencial hidroeléctrico (Kru-ger, 2001) como Ecuador.

La producción de hidrógeno electrolítico no provoca contaminación ambiental cuando la energía eléctrica usada ha sido generada a par-tir de una fuente poco contaminante, que es el caso de la energía hidráulica. Lo menciona-do tiene interés enorme, debido a que la pro-ducción de hidrógeno a partir de gas natural y otros fósiles tiene como consecuencia la emi-sión de grandes volúmenes de dióxido de car-bono a la atmósfera. Actualmente no se consi-deran los costos ambientales de esos procesos; sin embargo, si a futuro se lo hace, serán nece-sarias alternativas para producir hidrógeno sin emisiones de CO2. Dentro de esas opciones se perfila como primera elección la electrólisis del agua.

Algunas de las características técnicas más importantes de la electrólisis son:

a) Provee de una manera directa hidrógeno y oxígeno, ambos con elevado nivel de pureza.

b) Es conocida y está bien establecida en el mercado.

c) Presenta alta eficiencia de conversión. Esta eficiencia puede llegar a valores en-tre 80 y 95 %, en dependencia de las con-diciones de presión y temperatura (Ivy, 2004)

d) Para su implantación, se necesita prime-ro producir la energía eléctrica (a partir de alguna fuente primaria de energía), para luego producir hidrógeno.

4.2.4 / Costos de producción de hidrógeno

Existen varias referencias que citan los costos de producción de hidrógeno a partir de diferen-tes fuentes. La Tabla 4.3 presenta los costos presentes teniendo en cuenta la materia prima, la tecnología y la capacidad utilizada. Es noto-rio que la gasificación de carbón y biomasa, así como la reformación catalítica de gas natural son actualmente las fuentes más baratas para la producción de hidrógeno. Las grandes uni-dades de producción de hidrógeno a partir de la reformación catalítica de gas natural son capa-ces de producir hasta 100 mil m3/h (Neto, 2005).

El Departamento de Energía de los Estados Unidos ha definido que, para que el hidrógeno sea competitivo como combustible, debe ser vendido a precios no superiores a 2 a 3 USD/kg (Precios en el 2005) (DOE, 2009) (1 kg de H2 equivale a 12,23 Nm3 de H2). Esto quiere decir que sólo la reformación catalítica del gas natu-ral (0,2 USD/m3 o 2,44 USD/kg) es viable actual-mente para producir hidrógeno para uso como combustible. El costo actual a partir de la elec-trólisis en plantas de pequeño tamaño, supo-niendo un costo de la energía de 0,06 USD/kWh, es de aproximadamente 4,64 USD/kg. Es claro que los costos de producción de hidrógeno por la vía electrolítica serán competitivos con los costos de producción utilizando gas natural si los costos de la electricidad pueden ser reduci-dos al menos a 0.03 USD/kWh. En este capítulo se observará que esa posibilidad es realista en el caso de Ecuador si se usa agua no turbinada

167


que de otra manera es perdida, sobre todo en épocas de alta pluviosidad.

Hansen (2007) muestra las barreras que exis-ten para que el hidrógeno sea competitivo con la gasolina. Este autor plantea que el costo del hidrógeno y de las celdas combustibles puede ser competitivo si el precio del petróleo se sitúa en el rango entre 65 y 85 USD. A estos valores, el precio del hidrógeno producido es de 4,42 USD/kg (0,36 USD/Nm3). Para un precio del petróleo de 85 USD/barril, el precio del hidrógeno produ-cido a partir del gas natural estaría alrededor de 5,2 USD/kg (0,42 USD/Nm3). Utilizando la energía eólica es posible producir hidrógeno a 4,68 USD/kg (0,38 USD/Nm3). El Departamento de Energía de los Estados Unidos ha proyectado que si se producen avances importantes en la tecnología de los equipos de producción de hidrógeno y la eficiencia de la energía eólica aumenta, enton-ces sería posible reducir el costo de la produc-

ción de hidrógeno a 3,25 USD/kg (0,26 USD/Nm3) para el 2015. Sin embargo, el precio actual del petróleo está en el orden de 100 USD (a Agosto de 2014, fecha en que se finalizó este capítulo), a pesar de lo cual no se ha reportado que se esté ya produciendo hidrógeno electrolítico en gran escala. Este aspecto muestra que la competiti-vidad de la electrólisis para producir hidrógeno depende del costo de la electricidad y del costo del gas natural, el cual está directamente rela-cionado con el costo del petróleo.

4.3 / Equipos para el proceso de elec-trólisis: electrolizadores

Los electrolizadores son equipos empleados para la producción de hidrógeno a partir del agua utilizando energía eléctrica. La estructu-ra básica de estos dispositivos, al igual que las celdas combustibles, consta de un electrodo

Tabla 4.3 /Costos reportados de producción de hidrógeno mediante diferentes tecnologías.

Proceso

Ele�rólisis Ele�rólisis Ele�rólisis Ele�rólisis GasificaciónReforma vaporReforma vaporGasificaciónGasificaciónEle�rólisisEle�rólisisEle�rólisisEle�rólisisGasificaciónReforma vaporReforma vaporGasificaciónGasificación

Fuente

Solar fotovoltaicaEólicaSolar térmico Hidroele�ricidad fuera de pico1

Biomasa2

Gas Natural3

Gas naturalCarbón mineral4

Carbón mineralSolar fotovoltaicaEólicaSolar térmico Hidroele�ricidad fuera de picoBiomasa2

Gas Natural3

Gas naturalCarbón mineralCarbón mineral

Co�o del H2(USD/kg)

4,692,925,093,871,73

2,043,261,632,655,094,287.334,281,91

2,043,661,832,85

Capacidad (m3/día H2)

14.16014.16014.16014.160

1.370.2052.854.856

14.2072.854.856

713.59514.20714.20714.20714.207

1.370.2052.854.856

14.2072.854.856

713.595

1 Co�o de la ele�ricidad en horario fuera de pico: 14,35 USD/MWh a 57,4 USD/MWh; 2 Co�o de la biomasa: 2,87 USD/GJ a 5,74 USD/GJ; 3 Co�o del gas natural: 5,74 USD/GJ a 8,61 USD/GJ; 4 Co�o del carbón mineral: 2,55 USD/GJ. Fuente: Johansson et al. (1993), referenciado por Galeano (2008). Co�os a�ualizados para 2007.


168

positivo y un electrodo negativo separados por un electrolito. Para fines prácticos las celdas electrolíticas pueden estar conectadas en pa-ralelo (denominado arreglo unipolar o tipo tan-que) y en serie (arreglo denominado bipolar o filtro prensa) (Fahmy y Abdel-Rehim, 1999).

Existen tres tipos de electrolizadores de agua disponibles en escala comercial: electrolizado-res alcalinos, electrolizadores con una mem-brana para el intercambio de protones (Tipo PEM–Proton Exchange Membrane) y electroli-zadores de óxidos sólidos. Las características fundamentales de cada uno de estos sistemas se presentan en la Tabla 4.4.

Los electrolizadores alcalinos tienen una efi-ciencia relativamente baja, pero son amplia-mente utilizados por su bajo costo. El costo de las celdas alcalinas es de aproximadamente 500 USD/kW. Los asbestos y el hidróxido de po-tasio (KOH) usados como diafragmas y como electrolitos, respectivamente, hacen de estas celdas más dañinas para el medio ambiente que las celdas PEM y de óxidos sólidos. A pesar de que los electrolizadores PEM tienen la ma-yor eficiencia, sus mayores costos debido a la utilización de membranas muy caras y de elec-trodos de platino las hacen menos atractivas.

Se espera que estas celdas sean más compe-titivas conforme se consiguen costos más ba-jos en su construcción. Los electrolizadores de óxidos sólidos son también muy eficientes y de costo intermedio entre los PEM y los alcalinos. Estos operan a altas temperaturas, por lo que deben ser acoplados a sistemas de generación de potencia que permitan también el uso del calor residual (Ni et al., 2006).

Para el funcionamiento de los sistemas de electrólisis son necesarios otros componentes auxiliares (Silva, 1991), como:

a. Unidad de potencia, responsable de ali-mentar la electricidad a todo el proceso;

b. Rectificador de corriente, necesario para convertir la corriente alterna en corriente continua.

c. Separador de gases, dispositivo que de-pende del tipo de electrolizador elegido;

d. Unidad de purificación, para retirar impu-rezas inherentes del proceso de produc-ción;

e. Unidades de almacenamiento.

Tabla 4.4 /Características de diferentes tipos de electro-lizadores.

Ele�rolito

Temperatura deoperación

Portador de carga

Eficiencia

Coos

Ele�rolizador alcalino

Hidróxido de Potasio20-30 %

340-420 K

OH-

80 %

El más bajo

Ele�rolizador deÓxido Sólido

Y�ria-eabilizada conzirconia

870-1270 K

O2+

90 %

Medio

Ele�rolizador PEM

PEM polímero(Nafion)

320-360 K

H+

94,4 %

El más alto

Fuente: Ni et al. (2006)

169


En la actualidad existen cuatro grandes empre-sas fabricantes de electrolizadores:

1. Teledyne Energy Systems Inc., empresa norte-americana con sede en Maryland, que se dedica no solo a la fabricación de electrolizadores sino también a la fa-bricación y comercialización de celdas combustibles y equipos para centrales termoeléctricas. Esta compañía es uno de los mayores proveedores mundiales de sistemas de producción de hidróge-no y de oxígeno (TELEDYNE, 2007). Sus equipos son recomendados para la ge-neración en gran escala, ya que poseen capacidades de producción entre 28 y 42 m3/h. Su línea TITAN™ EC de electroliza-dores atiende una amplia gama de con-sumidores en las áreas de generación de energía, alimentos, microelectrónica, vidrios y otras aplicaciones industriales que requieren hidrógeno de alta pureza (por encima de 99,9998 %).

2. Norsk Hydro ASA, empresa de Noruega establecida en 1905, en la cual el gobier-no de ese país posee participación accio-naria. Opera en tres áreas estratégicas: agricultura (fertilizantes, producto quí-micos), explotación de metales (aluminio, magnesio) y explotación de petróleo y energía. La línea de producción de elec-trolizadores de esta empresa contempla básicamente dos tipos: atmosféricos y de alta presión. El término atmosférico se refiere al hecho de que el hidrógeno es producido a presiones bajas (0.002 a 0.005 bar), exigiendo el uso de compresores. En el caso de los electrolizadores de alta pre-sión, la presión del hidrógeno producido alcanza 1,5 MPa de presión, aliviando la necesidad de compresores. Los electroli-zadores Norsk son bipolares, del tipo fil-tro prensa, y sus electrodos poseen una cobertura catalítica que reduce el voltaje de la célula y permite reducir el consumo

de energía para 4,1 kWh/m3 (Norsk Hydro, 2007 b).

3. Proton Energy Systems, empresa nor-te-americana, con sede en Rocky Hill, Connecticut, creada en 1996. Los genera-dores de hidrógeno producidos por esta empresa utilizan la tecnología PEM, que sustituye los electrolitos líquidos, la mis-ma tecnología utilizada en las células a combustibles. La línea principal de la empresa, los electrolizadores HOGEN®, capaces de producir hidrógeno con pu-reza de hasta 99,999 %, son proyectados para atender las necesidades de diversos usuarios de hidrógeno, tales como la in-dustria de fabricación de semiconducto-res, procesamiento de metales, industrias químicas, procesamiento de aceites, me-teorología, enfriamiento de generadores e investigación en células a combustible (Hydrogen now, 2007).

4. Hydrogenics (antigua Stuart Energy Sys-tems, Inc.), empresa canadiense fundada en 1984. El sistema de células actual-mente comercializado y patentado por la empresa, el electrolizador de la línea DEP, presenta un significativo desarrollo tecnológico (Santos Jr., 2005). La nueva tecnología combina bajo costo y eficien-cia energética, incorporando electrodos hasta 95 % más livianos y hasta 92 % más pequeños que los electrodos usados hasta 1995. En 2003 la empresa Stuart fue adqui-rida por la belga Vanderborre Hydrogen Systems, responsable por la tecnología IMET de electrolizadores. En 2004, la em-presa lanzó el SES (Stuart Energy Station), equipo concebido para generar pequeñas cantidades de hidrógeno (aproximada-mente 6 kg/día), para uso en aplicaciones industriales o en transporte en pequeña escala (Hydrogen now, 2007).


170

4.4 / Diagrama del proceso de electró-lisis

La Figura 4.4 muestra un diagrama de un pro-ceso típico de electrólisis de agua. El uso de electrolizadores diferentes puede alterar lige-ramente el esquema de producción y/o el tipo de equipos usados. Por ejemplo, el uso de uni-dades PEM no requerirá el tanque de KOH, debi-do a que en este caso no se requiere el empleo de soluciones electrolíticas para el proceso. En algunos tipos de electrolizadores, el equipo de purificación de agua viene incluido, en otros no, por lo que se requieren sistemas de externos de des-ionización del agua o equipos de osmosis inversa para el tratamiento del agua, previo su ingreso en el electrolizador. Existen otros equi-pos donde la exigencia de purificación del agua es menor. En el esquema se muestra también un tanque de almacenamiento de agua (reser-va), en caso de falta de suministro.

Cada sistema de electrólisis cuenta con la uni-dad de generación de hidrógeno, unidad de purificación y secado, así como sistema de re-moción del calor. En ocasiones son adiciona-dos sistemas de compresión tanto del oxígeno como del hidrógeno. Tanques o sistemas de

almacenamiento de estos productos son op-cionales (en el diagrama no se incluyen). No se han incluido en el esquema unidades de gene-ración de energía eléctrica, pues se asume la existencia de energía en el local de producción.

4.5 / Células a combustible

Las celdas o células a combustible (llamadas también pilas de hidrógeno o fuel cells) son los dispositivos en que la energía química de un combustible es convertida en electricidad (co-rriente continua de baja tensión). El origen de este dispositivo se remonta al siglo XIX. Sir Wi-lliam Robert Grove (galés, educado en Oxford), abogado de profesión pero aficionado por la física y la química, pensó que si en el proceso de la electrólisis, usando energía eléctrica, se podía dividir el agua en hidrógeno y oxígeno, el proceso inverso podría producir electricidad (Bockris; Reddy, 2000). Para confirmar su teo-ría, Grove construyó un dispositivo que reali-zaba este proceso, al que denominó “batería a gas”. Solamente años después este dispositivo recibió el nombre de “célula a combustible”. El trabajo de Grove avanzó en la comprensión de la idea de conservación de energía y reversibi-

Figura 4.4 / Diagrama de proceso de la producción de hidrógeno mediante electrólisis del agua. Fuente: Adaptado de Ivy (2004).

agua

purificaciónde agua

soluciónele�rolítica

tanque mezcla KOH

sumini�ro elé�rico unidad degeneración de H2

compresor almacenamientoy/o uso de H2

H2 pureza>99%

agua de alta pureza

171


lidad, pero no tenía ninguna aplicación prácti-ca en aquella época.

La célula a combustible comenzó a ganar vida al final de los años 1930, cuando el inglés Fran-cis Thomas Bacon desarrolló un dispositivo con una aplicación práctica (Belli, 2007). Dé-cadas más tarde, este dispositivo se volvió la solución tecnológica para el dilema de la NASA (National Aeronautics and Space Administra-tion) de cómo proveer energía para misiones prolongadas en el espacio, considerando ade-más el beneficio adicional de estos dispositi-vos de que los astronautas podrían consumir el subproducto de la reacción, el agua (Rifkin, 2003). Desde entonces, la tecnología de células a combustible alcanzó gran reconocimiento por parte de industrias y del gobierno de los Es-tados Unidos como de otros países, como una forma de generar energía limpia para el futuro.

4.5.1 / Funcionamiento

Una celda de combustible convierte la ener-gía química de una reacción directamente en energía eléctrica (U.S. Department of Energy, 2004). Por ejemplo, pueden generar electrici-dad combinando hidrógeno y oxígeno electro-químicamente sin ninguna combustión. Estas celdas no se agotan como lo haría una batería,

ni precisan recarga, ya que producirán energía en forma de electricidad y calor en tanto se les provea de combustible.

La estructura básica consta de un electrodo negativo, el ánodo, un electrodo positivo, el cá-todo, separados por un electrólito, que permite el transporte de iones de un electrodo al otro. Normalmente la superficie de cada electrodo se encuentra cubierta por finas partículas de catalizador, generalmente platino (Pt).

La manera en que operan es la siguiente: el oxígeno proveniente del aire pasa sobre un electrodo y el hidrógeno gas pasa sobre el otro. Cuando el hidrógeno es ionizado en el ánodo se oxida y pierde un electrón; al ocurrir esto, el hidrógeno oxidado (ahora en forma de pro-tón) y el electrón toman diferentes caminos migrando hacia el segundo electrodo llama-do cátodo. El hidrógeno lo hará a través del electrolito mientras que el electrón lo hace a través de un material conductor externo (car-ga). Al final de su camino ambos se vuelven a reunir en el cátodo donde ocurre la reacción de reducción o ganancia de electrones del oxí-geno gas para formar agua junto con el hidró-geno oxidado. Así, este proceso produce agua pura, corriente eléctrica y calor útil (energía térmica). Un esquema del proceso se observa en la Figura 4.5.

Figura 4.5 / Esquema de funcionamiento de una celda de combustible.

COMBUSTIBLE (H2)

AIRE (O2)

2e-- +

CONDUCTORIONICO

ANODO CATODO

2H+

CALOR AGUA


172

Para la utilización práctica de células a com-bustible, excepto en las aplicaciones de peque-ña dimensión utilizadas normalmente para fines didácticos, es preciso contar con todo un sistema de apoyo. Además del stack de la célula es necesario un sistema para la alimen-tación del combustible y del oxígeno en sus respectivos electrodos. Esta alimentación es realizada de forma homogénea y controlada para todas las células simultáneamente, veri-ficando la presión y el flujo (Larminie, 2003). El combustible normalmente escogido es el hi-drógeno y, en este caso, el producto único del funcionamiento de la célula es agua en forma de vapor.

Las células a combustible posibilitan alta efi-ciencia energética, especialmente a bajas tem-peraturas. Esta eficiencia es mayor que la de los motores de combustión interna, debido a que el funcionamiento de las células a combustible no está limitado por la eficiencia de Carnot. La clasificación da las células a combustible es realizada con base en el electrolito utilizado, lo que acaba determinando el intervalo de tem-peratura de operación y los tipos de reacciones

que ocurren en la superficie de los electrodos. La Tabla 4.5 muestra las características de las células más importantes existentes.

De los tipos de células a combustible existen-tes, el tipo PEMFC, que utiliza como electroli-to una membrana polimérica fluorocarbonada para el transporte de protones, es el escogido para aplicaciones en dispositivos portátiles y en la área de transporte. Esto se debe, entre otros factores, a la presencia de un electrolito sólido e inmovilizado, factor que lo torna en un dispositivo simple ((Bıyıkoglu, 2005).

4.6 / Uso vehicular de las células a combustible

Desde finales de la década de 1980 existió un interés creciente en el desarrollo de células a combustible para la utilización en vehícu-los motorizados livianos y pesados, buscando medios de transporte menos contaminantes y más eficientes (Werner, 2000). Estados Unidos, Europa y Japón están a la vanguardia del desa-rrollo de células a combustible y prácticamen-te todos los grandes fabricantes de automóvi-les tienen o planean tener un vehículo basado Tabla 4.5 /

Principales tipos de células a combustible.

Tipo de célulaa combu�ible

Alcalina (AFC)

Membrana de Intercambiode Protones (PEMFC)

Metanol Dire�o (DMFC)

Ácido fosfórico (PAFC)

Carbonato fundido (MCFC)

Óxido sólido (SOFC)

Tipo deeletrolito

KOH

Polímero(Tipo Nafion)

Polímero(Tipo Nafion)

Ácido fosfórico

Carbonato de Li, Na y/o K

Óxido de Zr / Y

Temperaturade Operación (oC)

50 – 200

70 – 90

50 – 90

150 – 220

~ 650

500 – 1 000

Principalesaplicaciones

Naves e�aciales

Equipos portátiles, tran�orte

Equipos portátiles

Generación elé�rica

Generación elé�rica en gran escala

Generación elé�rica en gran escala

Fuete: Adaptado de Larminie (2003).

173


en estos equipos (Helmolt y Eberle, 2007). Las células más empleadas son del tipo PEMFC. Los vehículos con células a combustible son un tipo especial de vehículo eléctrico y están consideradas en la categoría de vehículos cero emisiones contaminantes (ZEV–Zero Emis-sions Vehicles). La configuración básica de es-tos vehículos se presenta en la Figura 4.6.

A pesar de que la mayoría de los fabricantes de automóviles se encuentran desarrollando sus propios vehículos basados en esta tecnología, hay consenso de que existen barreras para in-sertarla en el sector del transporte actual. Esas barreras tienen que ver principalmente con los costos que representa el desarrollo de es-tos vehículos. Sin embargo, precios recientes de buses (alrededor de 650.000 USD cada uno en 2013, según se ha reportado en el Pullman District Transport System, en el estado de Was-hington) indican que a futuro estos precios po-drían ser atractivos y competitivos con otros sistemas de motorización de vehículos.

4.6.1 / Proyectos de demostración del uso de hidrógeno para el transporte colectivo

Existen diferentes proyectos de demostración de la tecnología del hidrógeno en el sector del transporte urbano de pasajeros, algunos de ellos en ejecución, otros ya finalizados. Uno de los más ambiciosos proyectos en este sector,

llevado a cabo en Europa entre el 2001 y el 2006, fue el denominado CUTE (Clean Urban Trans-port for Europe) que contó con la participación de nueve ciudades de la Unión Europea: Am-sterdan, Barcelona, Madrid, Hamburgo, Stutt-gart, Londres, Luxemburgo, Porto y Estocolmo. Cada ciudad contó con tres ómnibus movidos a hidrógeno, el denominado Citaro Fuel Cell Bus (Figura 4.7).

Figura 4.6 / Diagrama esquemático del sistema de propulsión de un vehículo con célula a combustible. Fuente: Araújo (2004).

HIDRÓGENO:- Gaseoso- Líquido- Hidrato metálico

Stack deceldas a

combu�ible

InversorDC/AC/

Controlado

Motor/eje

Figura 4.7 / Citaro Fuel Cell Bus (http://www.daimler.com/dccom/0-5-1228969-1-1401155-1-0-0-1401206-0-0-135-0-0-0-0-0-0-0-0.html; acceso Noviembre 8 de 2013).

El desarrollo del proyecto CUTE es un buen ejemplo de la asociación gobierno-industria en la búsqueda de soluciones alternativas tanto a la dependencia del petróleo como a los efectos nocivos de la quema del mismo: la Unión Euro-pea suministra financiación parcial, BP (British Petroleum) trabajó con varios proveedores en cada localidad para construir la infraestructura


174

de producción de hidrógeno, DaimlerChrysler proporcionó los autobuses y las compañías de transporte de pasajeros en cada ciudad presta-ron el servicio.

La información recopilada de estas demostra-ciones ayudará tanto a BP como a la industria en general a responder a los desafíos asociados a la producción, distribución, almacenaje y su-ministro del hidrógeno en condiciones reales. En el tiempo que duró el proyecto, los ómnibus recorrieron aproximadamente 840.000 km y se produjo una cantidad significativa de hidróge-no (más de 192.000 kg). Los principales objeti-vos del proyecto fueron:

• Evaluar el desempeño de los 27 ómni-bus provistos de celdas de combustible dentro del sistema regular de transporte colectivo urbano de las ciudades parti-cipantes, llevando en consideración las diferentes condiciones de operación en-contradas en cada una de ellas;

• Planificar, construir y operar la infraes-tructura necesaria tanto para la produc-ción como para el abastecimiento del hi-drógeno en puntos estratégicos;

• Colectar la mayor cantidad de información posible con respecto a seguridad, estan-darización y producción del hidrógeno;

• Analizar, desde puntos de vista técnico, económico y ecológico, el ciclo de vida de los vehículos;

• Diseminar el conocimiento de la tecnolo-gía del hidrógeno dentro de la población, para mostrar la importancia de este tipo de alternativa energética de menor im-pacto ambiental.

El Citaro Fuel Cell Bus ha sido el modelo de ve-hículo más difundido para uso en proyectos de-mostrativos en el sector de transporte urbano. Tiene una capacidad para transportar hasta 70

pasajeros. Sus principales características son:

• Cuenta con un sistema de células a com-bustible HY-205 P5-1, quinta generación desarrollado por le empresa Ballard Power Systems, constituido por dos mó-dulos de células tipo PEMFC con potencia total de 205 kW;

•Los tanques de almacenamiento del hidró-geno están montados sobre el techo, el hidrógeno es mantenido a 35 MPa;

• El consumo promedio del vehículo es de 20.5 kg de hidrógeno por cada 100 km, presenta una autonomía de aproximada-mente 250 km (CUTE, 2004).

Luego de la finalización del proyecto CUTE, muchos otros fueron iniciados, algunos para continuar aprovechando la infraestructura ya instalada en las ciudades europeas participan-tes. Uno de esos proyectos es el denominado ECTOS. En la Figura 4.8 se puede ver un esque-ma de la estación de abastecimiento de hidró-geno construida en Islandia, como parte del proyecto ECTOS.

Figura 4.8 / Esquema de la estación de hidrógeno del proyecto ECTOS. Fuente: ECTOS (2003).

4.7 / Usos del hidrógeno

El hidrógeno puede ser usado como materia prima o como combustible; sin embargo, ex-cepto los programas espaciales, donde se em-plea exclusivamente hidrógeno como combus-

175


tible (Sherif et al, 2007), actualmente existe un predomino en el uso como químico (Ni et al, 2006). El hidrógeno también se utiliza, pero en menor medida, como reductor en los procesos metalúrgicos (Sherif et al, 2007). En esta sec-ción se discuten los usos más importantes del hidrógeno.

4.7.1 / Uso del hidrógeno como materia prima

Se destacan tres aplicaciones principales del hidrógeno como insumo químico: 51 % se usa para la síntesis de amoníaco (NH3) y metanol (se incluye también la síntesis de peróxido de hidrógeno, aldehídos, acetonas, polietileno, po-lipropileno, alcoholes y ácido clorhídrico), 44 % se utiliza en las refinerías de petróleo para el hidro-tratamiento de combustibles pesados y 4 % se emplea para la hidrogenación de hidrocar-buros insaturados.

La síntesis de amoníaco (producción industrial de NH3) es, sin duda, la aplicación en la que se

utiliza más hidrógeno. El amoníaco es uno de los principales productos químicos sintéticos producidos hoy en día a nivel mundial, no solo por la cantidad, sino también por la diversidad y por la importancia de sus aplicaciones. Du-rante el año 2006 se produjeron 150 millones de toneladas de amoníaco a nivel mundial (Su-resh et al, 2007).

A partir del amoníaco son elaborados los abo-nos nitrogenados para uso agrícola. La produc-ción mundial anual de fertilizantes a partir del amoníaco es superior a 162 millones de tonela-das por año (Rafiqul, et al., 2005). Los fertilizan-tes constituyen alrededor de 85 % del uso final del amoníaco. Se estima que desde el año 1990 hasta 2006 ha existido un crecimiento de 28 % en el consume mundial de amoníaco (esto es 1.6 % de promedio anual).

Adicionalmente a los usos descritos, el amo-níaco es empleado en procesos de refrigera-ción, síntesis de ácido nítrico, tratamiento de agua, fabricación de fibras sintéticas, fabrica-ción de plásticos, alimentos para animales, ex-plosivos, refinamiento de minerales, productos

Poder Calorífico Superior

Poder Calorífico Inferior

Forma de almacenamiento

Presión

Densidad en e�ado líquido

Apariencia

Olor

pH

Riesgo de explosividad

Riesgo de inhalación Gas denso

1 litro de amoníaco líquido almacena 1,29 litros de gas H2

22,5 MJ/kg

18,6 MJ/kg

En forma líquida

8.6 bar a 20ºC

0,574 g/cm3 (11,3 MJ/l)

Líquido gas incoloro

Fuerte, penetrante

10,6 a 11,6 (fuertemente alcalino cuando se disuelve en agua)

16 % a 25 %

OSHA PEL 60 ppm

Fuente: Galeano (2008).

Tabla 4.6 / Propiedades del Amoníaco Anhidro (NH3).


176

de limpieza, etc. Las propiedades físicas y quí-micas más importantes del amoníaco se pre-sentan en la Tabla 4.6.

Las tecnologías de producción de urea a partir del amoníaco es la forma más eficaz de con-vertir el nitrógeno que se encuentra en la at-mósfera en una fuente de nutrientes para las plantas. La ruta de producción de la urea a par-

tir del amoníaco se muestra en la Figura 4.9. El uso del hidrógeno producido por vía electrolíti-ca como materia prima para la producción de amoníaco es viable, con los actuales precios de la energía eléctrica (alrededor de 0,10 USD/KWh o más), únicamente en pequeña escala. Sin embargo, las plantas de amoníaco actuales (que usan Gas Natural para el proceso) tienen una capacidad de entre 1.000 a 1.500 t/día.

Figura 4.9 / Diagrama del proceso completo de producción de la urea. Fuente: http://www.textoscientificos.com/quimica/urea/produccion (Acceso Septiembre 15 de 2014).

177


4.7.2 / Uso del hidrógeno para el hidro-trata-miento en las refinerías

Tradicionalmente, la mayor parte del hidró-geno consumido en las refinerías ha sido pro-ducido a partir de los residuales gaseosos de otros procesos. La conversión de las parafinas en aromáticos e hidrógeno es una de las ma-yores fuentes de hidrógeno para las refinerías. En la medida que el contenido de aromáticos permisible en los combustibles reformulados se reduce, también se reduce la disponibilidad de hidrógeno en las refinerías. Como conse-cuencia, la demanda de hidrógeno para tratar los productos insaturados que resultan de los reactores de craqueo catalítico en las refinerías está aumentando.

La industria petrolera, al mismo tiempo, está desarrollando varios procesos para convertir compuestos oxigenados provenientes de la biomasa en gasolina y diésel, por lo que se es-pera un rápido incremento en la demanda de hidrógeno en las refinerías. En muchos lugares, este incremento en la demanda de hidrógeno se está logrando con la instalación de nuevas unidades de reformación catalítica, pero en países como el Ecuador, que no dispone de ya-cimientos importantes de gas natural y donde parte de la energía eléctrica podría ser produci-da de forma más barata, la vía electrolítica pue-de resultar adecuado para producir hidrógeno, como se concluye en Pelaez-Samaniego et al. (2014).

Por otro lado, a nivel mundial las refinerías de petróleo están estudiando cómo convertir compuestos oxigenados derivados de la bio-masa en combustibles líquidos que sean com-patibles con las infraestructuras existentes. Para eliminar el oxígeno contenido en algunos de los intermediarios de la biomasa es necesa-rio utilizar hidrógeno. Por ello, la implementa-ción de estas tecnologías requerirá de la ins-talación de nuevas plantas para la producción de hidrógeno en las refinerías de petróleo. En el caso del Ecuador, volúmenes importantes de

este hidrógeno podría ser producido a partir de la electrólisis del agua. El oxígeno (resultante como subproducto) puede ser utilizado como agente de oxidación en las mismas refinerías para elevar la eficiencia de los sistemas de combustión.

4.7.3 / Uso del hidrógeno como combustible

El empleo del hidrógeno como combustible puede ser efectuado de manera directa o mez-clado con otros. Su elevado poder calorífico y los beneficios ambientales (porque su com-bustión produce agua), como ya se ha men-cionado antes, son los principales elementos que impulsan este uso. Existen estudios que muestran la viabilidad técnica de enriquecer la gasolina con hidrógeno o de mezclar etanol con hidrógeno, con el objetivo de obtener ma-yor rendimiento en los motores de combustión interna. En los dos casos, los resultados han sido satisfactorios (Al-Baghdadi, 2001; Al-Ba-ghdadi, 2003; Al-Baghdadi y Al-Janabi, 2000; Sher y Hacohen, 1989). El empleo directo del hidrógeno como combustible ocurre en células de combustible, como se ha discutido anterior-mente (Ver Sección 4.5).

4.7.4 / Hidrógeno como refrigerante

Durante la operación de un alternador (ge-nerador eléctrico de CA) se producen pérdi-das en forma de calor debido a la resistencia de los arrollamientos y al rozamiento con el gas refrigerante. Como gas del circuito de re-frigeración se puede utilizar aire o hidrógeno (Ver, por ejemplo: http://www.electrotechnik.net/2010/11/hydrogen-cooling-in-generators.html), siendo este último gas la opción prefe-rida debido a su mayor conductividad térmica y a su menor densidad (http://en.wikipedia.org/wiki/Hydrogen-cooled_turbo_generator; Naga-no et al., 2002). En la actualidad la mayoría de las centrales se abastecen de hidrógeno (nece-sario para reponer las pérdidas y para las recar-


178

gas en períodos de mantenimiento) mediante el suministro externo de una compañía gasista. Sin embargo, es posible evitarse este suminis-tro externo mediante la instalación de genera-dores de hidrógeno “in situ”. Estos generadores evitan el trasiego de hidrógeno con los riesgos que esto conlleva y además abaratan el precio del mismo, suponiendo una inversión atracti-va con periodos de amortización que según los casos pueden llegar a ser menores de tres años. Aunque se puede generar hidrógeno mediante el reformado de gas natural, la opción preferida en las hidroeléctricas es la electrólisis.

Por otra parte, el hidrógeno presenta una me-nor fricción (su densidad es el 7 % de la del aire) que redunda en una operación más efi-ciente del generador al reducir las “windage loss” (siempre que la pureza del hidrógeno se mantenga por encima del 90 %). La eficiencia de un alternador por este concepto puede lle-gar a aumentar en un 0,2 %. Por ejemplo, a par-tir de la potencia instalada de 1.100 MW en la central Paute-Molino (a cargo de Hidropaute), un aumento de 0,2 % en la eficiencia producto del uso del hidrógeno como refrigerante, incre-mentaría su potencia en 2,2 MW. Este incre-mento de la potencia de la central hidroeléctri-ca, así como en otras plantas similares, a partir del hidrógeno electrolítico de alta pureza (del orden del 99,999 %) producido “in situ” es una justificación más de la importancia de la pro-ducción del hidrógeno electrolítico en algunas centrales hidroeléctricas del Ecuador.

4.8 / Métodos de transporte y distribu-ción de hidrógeno

El hidrógeno puede ser transportado de dos maneras: por medio de ductos bajo tierra (en estado gaseoso) y/o a través de camiones tan-queros. En el primer caso se distribuye el hi-drógeno desde plantas centralizadas hasta los puntos de consumo, localizados a distancias variadas (desde 10 km hasta 200 km en algu-nos casos). Cuando el transporte se efectúa en

camiones tanqueros, existen dos alternativas: hidrógeno comprimido o hidrógeno licuado (Yang y Odgen, 2007). La opción escogida de-pende de factores económicos, condiciones geográficas y de las características del merca-do: tamaño de la población, densidad poblacio-nal, cantidad de sistemas de reabastecimiento de hidrógeno, penetración de vehículos con células de combustible o de otros sistemas que usen hidrógeno. Según muestra un estudio de Yang y Odgen (2007), la distribución de hidró-geno comprimido en camiones es ideal cuando existe baja demanda, o sea consumo en peque-ña escala; la distribución de hidrógeno líquido se justifica para distancias grandes y demanda apreciable. La distribución mediante ductos es ideal para gran demanda. Una combinación de estos tres esquemas de distribución de hi-drógeno podría ser usado durante diferentes etapas de desarrollo del mercado del hidróge-no: camiones tanqueros podrían ser adecuados en una etapa introductoria, hidrógeno criogé-nico (también en camiones tanqueros) corres-ponderían a una segunda etapa, mientras que el transporte en ductos se justificaría en con-diciones de gran demanda cuando existe un mercado afianzado (Balar, 2008).

En la Figura 4.10 se muestra un sistema de ci-lindros a presión usados para el transporte de hidrógeno comprimido, que ha sido usado en algunos proyectos demostrativos de uso del hi-drógeno, como el proyecto CUTE. Cada cilindro del sistema mostrado en el lado izquierdo es capaz de transportar hasta 3000 litros a presio-nes de 20 MPa, mientras que los cilindros de la derecha poseen aproximadamente 90 litros de capacidad cada uno a una presión de 20 a 25 MPa (Bossel, 2003).

Una vez en el centro de abastecimiento, el hi-drógeno es normalmente almacenado a alta presión para ser alimentado al tanque de los vehículos por diferencia de presión. Con el fin de minimizar el consumo de energía en el proceso de compresión, el almacenamiento del gas es efectuado en múltiples cilindros a

179


diferentes presiones, esquema denominado de cascada (Cascade Filling System).

Según informes técnicos del Proyecto CUTE (2004), el proceso de alimentación es realizado de la siguiente manera: primeramente el ve-hículo debe ser conectado a tierra para evitar que cargas electrostáticas ocasionen chispas que podrían provocar ignición del hidrógeno. Luego es fijado el conector de alimentación a la entrada del tanque del vehículo. En la medida en que el vehículo es cargado de hidrógeno, los sensores específicos de la bomba verifican el aumento de presión y de temperatura. Todo el proceso de carga de un bus dura como prome-dio aproximadamente 15 minutos. Las exigen-cias indican que las estaciones deben alimen-tar en tiempos de 12 a 30 minutos. La distribución del hidrógeno es un contribu-yente crítico en el costo, en el uso de energía y en las emisiones asociadas al transporte del mismo desde plantas centralizadas. Por este motivo, el concepto de Economía de Hidrógeno ha puesto énfasis en el segmento del transpor-te del hidrógeno tanto para combustible como para la generación de energía eléctrica. El in-dicador más importante de la combinación de estos factores es el costo por unidad de masa de hidrógeno distribuido (USD/kg de hidróge-no). La selección de la forma más barata para

transportarlo (comprimido, congelado o me-diante tuberías) dependerá de aspectos muy específicos como la geografía del lugar y las condiciones del mercado (Yang y Odgen, 2007). Existen algunas barreras que deben ser venci-das antes de que el hidrógeno pueda ser am-pliamente utilizado como combustible para automóviles. Una de las más importantes es la falta de infraestructura. El hidrógeno normal-mente no está disponible para los consumido-res en las estaciones de servicio de combusti-bles.

Finalmente, un factor a tener en cuenta en el transporte de hidrógeno mediante ductos, des-de el punto de vista técnico, es la necesidad de usar aceros resistentes a la fragilización provocada por el hidrógeno bajo presión, parti-cularmente para hidrógeno de elevada pureza (encima de 99,5%). Adicionalmente, garantizar un adecuado hermetismo es necesario para cualquier tipo de transporte.

4.9 / Generación Distribuida y Cogene-ración

Una característica de la actual producción de energía eléctrica es la centralización de los sistemas de generación. Sin embargo, factores

Figura 4.10 / Sistemas de transporte de hidrógeno comprimido. Fuente: HIE Team, 2006.


180

relacionados con el agotamiento del potencial hidroeléctrico en varios países, la inviabilidad económica que puede representar la implan-tación de grandes centrales basadas en com-bustibles fósiles (por efecto de los altos precios de los combustibles y de sus impactos ambien-tales), la dificultad y el costo de la transmisión de electricidad a grandes distancias ocasiona-dos por aspectos topográficos y geográficos, las pérdidas ocasionadas en las líneas de trans-misión, entre otros, están propiciando la bús-queda de nuevas opciones de producción de electricidad dentro del concepto de generación distribuida (GD) y de autogeneración, dando a los sistemas de cogeneración un rol impor-tante. Estos nuevos esquemas y las políticas trazadas en varios países para fomentarlos, favorecen la generación eléctrica en pequeña escala, permitiendo el uso de nuevas fuentes de energía, como es el caso del hidrógeno y de otros recursos renovables.

La cogeneración se refiere a la generación si-multánea de diversas formas de energía útil, normalmente energía eléctrica y energía tér-mica, a partir de una única fuente primaria. En el presente trabajo se propone, aunque no se analiza a profundidad, la posibilidad de apro-vechar el calor resultante de la irreversibilidad de la conversión del hidrógeno en electricidad en células a combustible para, por ejemplo, ca-lentamiento de agua.

La producción de hidrógeno en forma des-centralizada se justifica por diversos motivos, pero de manera especial por la posibilidad de almacenar pequeñas cantidades de hidrógeno, en vez de usar grandes sistemas de almacena-miento. Almeida et al., (2007), presentan opcio-nes de uso del hidrógeno para la producción de energía en esquemas de generación distri-buida, ya sea mediante micro-turbinas o me-diante células a combustible. Estos esquemas podrían resultar de mucho interés en regiones alejadas de centros urbanos que carecen de redes eléctricas de distribución, pero con po-tencial hidráulico para instalar mini o micro

hidroeléctricas. Lo atractivo de esta posibilidad es la producción paralela de calor, que puede ser usado para diversos fines en el área rural. Soluciones de este tipo son importantes des-de el punto de vista socio-económico, ya que mejora los índices de permanencia en regiones alejadas y puede resultar una línea de negocios atractiva.

4.10 / El oxígeno como subproducto

El oxígeno resultante del proceso de electró-lisis también puede ser comercializado. La producción actual en escala industrial emplea aire en un proceso criogénico. En el mundo, el oxígeno se emplea en los altos hornos y en hornos de arco eléctrico para la manufactura de metales. Adicionalmente, la fusión del vi-drio, la combustión en plantas termoeléctricas, la gasificación de biomasa o de carbón, los pro-cesos de oxicorte, requieren también oxígeno para sus procesos, algunos de estos mercados existen en el Ecuador.

El oxígeno producido puede ser utilizado tam-bién para "rejuvenecer" ríos y lagos, para uso industrial o médico, o para regresarlo a la at-mósfera, mostrando que este subproducto del proceso tiene también amplias perspectivas de uso. Si el uso es cerca de grandes plantas tér-micas, dicho oxígeno puede ser empleado en los procesos de combustión, lo que favorecerá en un incremento sustancial de la eficiencia de dichos procesos.

4.11 / Uso óptimo del agua en plantas hidroeléctricas: energía vertida turbi-nable

Una de las grandes preocupaciones de la hu-manidad está relacionada con la disponibi-lidad de agua. Esta inquietud se justifica si se observa que solo 2,5 % del agua disponible en el planeta es dulce y que, de este valor, únicamen-te 0,75 % se puede considerar aprovechable (el

181


restante 1,75 % se halla principalmente en los polos). Esa pequeña cantidad debe ser dividida entre más de 7000 millones de habitantes.

Aunque la falta de agua no es todavía un pro-blema serio en Ecuador, la conciencia existen-te sobre la necesidad de desperdiciar menos y dar un mejor uso del agua, debe orientarnos también a un uso más racional de este recurso en las centrales hidroeléctricas de las que el país dispone o que están en construcción. Una de las posibilidades que se vislumbran para un mejor aprovechamiento del agua en las repre-sas hidroeléctricas tiene que ver con la búsque-da de alternativas para utilizar el agua que se pierde por vertimiento. Dicha evacuación de agua puede ser el resultado de:

a) La reducción del volumen y calidad del agua embalsada, producida por la presen-cia de sedimentos: tierra, piedras y made-ra arrastrados por la lluvia,

b) Por la capacidad limitada de generación en las hidroeléctricas,

c) Por la falta de consumidores en horarios de baja demanda; y,

d) Aumentos de caudal no previstos pro-vocados en parte por diferentes condi-ciones climáticas, aspecto que a futuro podría acentuarse como consecuencia de los cambios climáticos a nivel global.

Cuando la evacuación de agua es ocasionada por la capacidad limitada de la hidroeléctrica se trata de energía evacuada no turbinable. Si el problema es la falta de consumidores se trata de energía vertida turbinable. En los dos casos, la energía que se deja de generar puede ser significativa en el período de un año. Por ejemplo, la Hidroeléctrica Itaipu (perteneciente a Paraguay y Brasil), durante el año 2007 perdió aproximadamente 4.074 GWh de energía por este concepto (Galeano, 2008).

La energía vertida turbinable podría ser co-mercializada en el corto plazo bajo la condi-ción de que existen consumidores inmediatos. Como eso no ocurre con frecuencia, al menos en nuestro país, la opción de aprovecharla para producir un vector energético, en este caso hidrógeno electrolítico, aparece como una so-lución con posibilidades de ser aplicada. Sin embargo, la implantación de esta alternativa va a requerir un análisis desde el punto de vis-ta del despacho de energía. El actual sistema de despacho basado en la optimización de la operación del sistema nacional de generación deberá incluir aspectos que favorezcan la ob-tención de hidrógeno y su empleo.

4.12 / Estudio de pre factibilidad de producción de hidrógeno electrolítico en la Unidad de Negocio Hidropaute

4.12.1 / La Unidad de Negocio Hidropaute: ca-racterísticas operacionales

La planta hidroeléctrica Paute-Molino (1.100 MW de potencia instalada) de la Unidad de Ne-gocio Hidropaute se encuentra localizada en el río Paute, Sector Guarumales, perteneciente a la Provincia del Azuay. La cuenca hidrográfica del río Paute se ubica en la región centro sur del Ecuador y sus afluentes están localizados en las provincias de Azuay, Cañar y Morona San-tiago. Nace en la región interandina y alcanza luego la cuenca amazónica. Hasta el sitio de emplazamiento de la presa “Daniel Palacios” (Amaluza) se estima que el área de drenaje es de 5.000 km2.

El régimen de la cuenca se caracteriza por la presencia de períodos de estiaje entre los me-ses de octubre y marzo y períodos lluviosos entre abril y septiembre. La temperatura media oscila desde los 8 ºC en las zonas de Soldados, Cajas y Saymirin (próximos a Cuenca), hasta los 30 ºC en la zona de Sopladora. La hume-dad relativa es muy variable dependiendo de la subcuenca, no obstante su promedio fluctúa


182

alrededor del 90 % (CELEC, 2009). El promedio de lluvias está entre 2.000 y 3.000 milímetros. En la región llueve prácticamente durante todo el año.

La cuenca está sujeta a diferentes influencias climáticas (CELEC S.A., 2009):

a) Amazónico: Con un período lluvioso comprendido entre los meses marzo a octubre.

b) Del Océano Pacífico: Con dos períodos lluviosos, el más intenso desde febrero a marzo y otro menos intenso en octubre y noviembre.

c) Anticiclón del Sur: Impide las precipita-ciones en la parte sur de la cuenca.

4.12.2 / Caudales históricos, energía generada y energía no generada

Para determinar el potencial de generación de hidrógeno electrolítico en la central Molino de la Unidad de Negocio Hidropaute, es necesario conocer los caudales históricos que alimentan la hidroeléctrica, así como la energía genera-da y la energía que se ha dejado de generar por concepto de evacuación de agua. En la Figura 4.11 se muestran los porcentajes de los volú-menes anuales de agua que han sido evacua-dos desde el embalse de la hidroeléctrica. El valor relativamente bajo observado en el año 2010 se debe a que en ese año se llenó la re-presa Mazar, que se encuentra aguas arriba de la represa Amaluza. La Figura 4.12 muestra la energía que se dejó de generar por concepto de agua no turbinada en el período 1996-2007. Se observa que el porcentaje de la energía que se dejó de generar por concepto de evacuación de agua en el período 1992-2007 llega a 27,47 %. Si el análisis se restringe al período 2003-2007, el porcentaje en cuestión alcanza 15,2 %. A pesar de existir una tendencia decreciente, en el año 2008, hubo un repunte de caudal no aprovecha-

Figura 4.11 / Porcentaje de agua evacuada en la central Molino de la Unidad de Negocio Hidropaute en el período 2000–2011 (Pelaez-Samaniego et al., 2014).

Figura 4.12 / Energía anual generada y no generada por concepto de evacuación en la central Molino de la Unidad de Ne-gocio Hidropaute. Elaborado a partir de datos proporcionados por CELEC S.A.


183


do, debido principalmente a la alta disponibili-dad de agua que no fue posible aprovechar (la generación eléctrica en ese año fue la más alta de la historia de la hidroeléctrica) (HIDROPAU-TE, 2008).

Para efectos de este y futuros trabajos, tiene interés conocer el comportamiento de la ge-neración horaria de energía, en particular, la generación en el horario de 00:00 a 7:00 am, que podría ser el horario de menor generación hidroeléctrica, debido a que en este período normalmente existe una menor demanda. Este horario presenta ventajas por el hecho de que puede ser adecuado para producir energía excedente con un costo posiblemente menor, para destinar a la generación de hidrógeno electrolítico. Por cuestiones operativas y de acuerdo a los criterios del CENACE para asig-nar la operación en diferentes horarios a las plantas eléctricas del país, dicha generación horaria en la Unidad de Negocio Hidropaute, no tiene un comportamiento similar a lo largo del año, ni durante todos los días de un mes en particular. La distribución de la producción de energía en diferentes horarios ocurre de ma-nera irregular. Adicionalmente, existen varia-ciones en el comportamiento de la generación hidroeléctrica de un día para otro y de un mes para otro. Debido a la enorme variación en la generación horaria de energía eléctrica, es ne-cesario recurrir a alternativas que permitan superar el grado de incertidumbre de dicho comportamiento. Una opción es trabajar con escenarios de disponibilidad de energía, como se muestra en las siguientes secciones.

4.12.3 / Potencial energético para producir hi-drógeno

Para determinar el potencial energético apro-vechable para la producción de hidrógeno elec-trolítico se podría recurrir a una simulación de posibilidades usando directamente los datos mostrados en la sección anterior. Pero como se ha señalado, existe un alto grado de alea-toriedad en el comportamiento de caudales. A

lo indicado se debe sumar el hecho de que la operación de la central hidroeléctrica MAZAR (aguas arriba) altera y regula el comportamien-to histórico de la evacuación de agua en la cen-tral Molino. A la fecha de elaboración del pre-sente trabajo, no se cuentan con estadísticas suficientes sobre el impacto de la represa de Mazar sobre el caudal evacuado en la represa Daniel Palacios, ni con datos de evacuación en Mazar, por lo que no es posible profundizar en el análisis tomando en cuenta estos aspectos.

Se espera que a corto y mediano plazo entren a operar en el país nuevas hidroeléctricas, tanto en la cuenca del Paute7, como en otras zonas. La generación de energía eléctrica nacional a partir de hidroelectricidad podría llegar a 93,5 % en el año 2016 (CONELEC, 2013). El diseño de algunas nuevas hidroeléctricas incluye repre-sas para almacenar agua. Por lo tanto, los au-tores hemos decidido trabajar con escenarios de disponibilidad energética aprovechable. La ventaja de contar con escenarios es que los mismos pueden ser extrapolados a diferen-tes situaciones donde la cantidad de energía potencialmente aprovechable para producir hidrógeno cambie debido a variaciones en la cantidad de agua vertida turbinable, o si a futu-ro nuevas fuentes como la eólica y solar parti-cipan en la generación de energía eléctrica. Es conocido que las energías renovables son, en general, aleatorias. Una forma de compensar esta aleatoriedad es mediante la inclusión de conceptos de “smart grid systems” (sistemas de redes inteligentes) en el gerenciamiento de estas fuentes de energía. En Pelaez-Samaniego et al. (2014) se discuten algunos elementos en este sentido.

7 El proyecto Paute-Sopladora (487 MW) se en-cuentra en construcción y se estima que entrará en op-eración a partir de la segunda mitad del año 2015, mien-tras que el proyecto Paute-Cardenillo (600 MW) cuenta ya con estudios definitivos para ser construido en los próxi-mos años.


184

4.12.3.1 / Creación de escenarios de disponibi-lidad de energía

Los escenarios de disponibilidad de energía que han sido considerados por Pelaez-Sama-niego et al. (2014) se basan en datos históricos de producción de energía en la central Molino de Hidropaute. Algunos datos que han servido para el análisis son presentados en la Tabla 4.7.

En base a los datos presentados en la Tabla 4.7, es realista pensar en la posibilidad de in-crementar el factor de capacidad de la planta en al menos 5 %, es decir, de 61,6 % registrado en 2011, a 66,6 % registrado en 2008. Un incre-mento en este sentido permitiría aprovechar aproximadamente 30% del agua vertida en 2011 para la producción de energía a ser usada ex-clusivamente para producir hidrógeno electro-lítico. Dicha cantidad de agua sería suficiente para generar un 5 % de energía adicional a la registrada en 2011 (es decir, 293 GWh). A este escenario se ha denominado Escenario A. Un segundo escenario, denominado Escenario B, dobla esta cantidad de energía (es decir, 586,5 GWh). (Pelaez-Samaniego et al., 2014). Un as-pecto que se desprende de estos resultados es que, incluso en condiciones del Escenario A, es posible obtener una importante cantidad adi-cional de energía que, para el tamaño de Ecua-dor, puede tener alta repercusión.

4.12.4 / Dimensionamiento de la planta de elec-trólisis

Para el dimensionamiento de la planta de elec-trólisis se ha tomado como referencia electro-

lizadores con consumo de energía promedio de 4,7 kWh/m3 de hidrógeno, que equivale a aproximadamente 52,3 kWh/kg de hidrógeno. Equipos con estas características se pueden encontrar en el mercado (Pelaez-Samaniego et al., 2014).

El tamaño de la planta de electrólisis depende-rá, como se ha mencionado en Pelaez-Sama-niego et al. (2014) únicamente de la disponibili-dad de energía. Este factor es importante tener en cuenta porque permite dimensionar la plan-ta independientemente del uso que se preten-da dar al hidrógeno e independientemente del lugar donde sea producida la energía eléctrica. Una ventaja que ayudaría en este sentido es que las redes eléctricas del Sistema Nacional Interconectado (SNI) son de propiedad del Es-tado, lo que permitiría manejar la distribución de energía hacia los puntos de producción de hidrógeno sin necesidad de pagar altas tarifas de peaje de la energía.

Como se ha mencionado antes, la disponibili-dad de energía podría ocurrir, en términos rea-les, durante 8 h/día. Sin embargo, la futura en-trada en operación de nuevas hidroeléctricas, sumado a la posibilidad de implantar nuevos sistemas de generación usando otras renova-bles como eólica, solar, geotérmica, podrían permitir mayor disponibilidad de energía, por lo que se justifica explorar otros escenarios. Los autores evaluamos la posibilidad de contar también con energía 24 h/día, de forma conti-nua. Consecuentemente, se cuenta con cuatro escenarios: Escenarios A8 y A24, que se refie-ren a la posibilidad de contar con 5 % de ener-gía (respecto a la generada en el 2011) durante

Tabla 4.7 /Datos empleados en los cálculos de disponibilidad de energía para producir hidrógeno a partir de la producción de la central Paute-Molino (CELEC, 2012).

Indicador

Energía generadaFa�or de utilizaciónFa�or de capacidad

2008

6.279,5 GWh79,8 %66,6 %

2011

5.865,3 GWh75,7 %61,6 %

185


8 h/día o durante 24 h/día, respectivamente, y Escenarios B8 y B24, que se refieren a la posi-bilidad de disponer con 10 % de la energía ge-nerada en 2011 durante 8 y 24 h/día, respecti-vamente.

4.12.5 / Análisis del costo de producción de hi-drógeno electrolítico

Para los cálculos del costo de producción de hidrógeno electrolítico en los 4 subescenarios (A8, A24, B8 y B24) se han tomado en cuenta los siguientes elementos. Detalles de los mismos se encuentran en Pelaez-Samaniego (2009).

• Inversión inicial (capital), que considera: electrolizadores (los componentes más caros), a un costo de 1300 USD/kW, en cantidades que dependerán del tamaño de la planta (es decir de la disponibilidad de energía en cada escenario).

• Infraestructura civil, que equivale a apro-ximadamente 3 % del costo de los electro-lizadores.

• Diseños + supervisión durante el montaje de la planta + costos de edificación + cos-tos de contratistas, que equivalen a 6 % del costo de los electrolizadores.

• Gastos de contingencia, que equivalen a 5 % del costo de los electrolizadores.

• Costos de operación, que incluyen costo de electricidad, mano de obra y gerencia-miento.

El costo de la electricidad para la producción de hidrógeno es asumido igual al costo de genera-ción de energía en Hidropaute, o sea alrededor de 25 USD/MWh. A este valor se incrementa un 20 % por concepto de tasas por saturación de redes o por pérdidas en las redes. Asumir un costo de 30 USD/MWh es bastante realista en el caso de Ecuador debido a la ventaja que

presenta disponer de energía en empresas de propiedad del Estado. Por otro lado, el CONE-LEC ha estimado que a partir del año 2016 el costo promedio de generación estará alrededor de 25 USD/MWh (CONELEC, 2013). Este valor es relativamente bajo y se espera que pueda tener una influencia importante en el análisis pre-sentado en este trabajo. El costo de la electri-cidad es uno de los factores de mayor peso en la viabilidad de proyectos relacionados con la generación de hidrógeno electrolítico.

El costo de mano de obra se ha tomado en fun-ción de los valores actuales de sueldos más un margen de seguridad de aproximadamente 25 %. Se ha asumido, además, que para el proyecto existirá capital propio. Este aspecto puede ser solo hipotético, por lo que a futuro se podría efectuar un análisis de sensibilidad conside-rando créditos en diferentes cantidades y bajo diferentes condiciones financieras. Para el aná-lisis se ha considerado, además, la posibilidad de vender créditos de carbono que resulten de evitar la emisión de gases de efecto invernade-ro. Para el efecto se asume que la energía usa-da para producir hidrógeno, al provenir de una hidroeléctrica y no de plantas termoeléctricas que operan con derivados de petróleo, evita emisiones a medio ambiente que han sido con-tabilizadas (ver detalles en Pelaez-Samaniego (2009)). No se consideran, por otro lado, los po-sibles ingresos por la venta de oxígeno. Futu-ros análisis de sensibilidad requieren tomar en cuenta este elemento porque el oxígeno que resulta del proceso de electrólisis ofrece varias oportunidades de empleo, como se ha discuti-do anteriormente, en función principalmente del lugar donde se efectúe la electrólisis.

Un breve análisis de sensibilidad que se in-cluye en este estudio considera la posibilidad de que a corto o mediano plazo el costo de los electrolizadores sea reducido a 1.000 USD/kW, es decir una reducción de aproximadamente 20 % respecto a los valores actuales. Finalmen-te, es necesario mencionar que en los escena-rios A8 y B8 se va a requerir almacenamiento


186

de hidrógeno para uso en diferentes horarios. En estas condiciones, el almacenamiento de hidrógeno va a demandar una etapa de com-presión. Detalles sobre cómo se podría consi-derar los costos por compresión se muestran en Pelaez-Samaniego et al. (2014).

En base a los elementos discutidos, se ha de-terminado que el costo de producción de hi-drógeno electrolítico podría variar en el rango de 2,26 a 3,62 USD/kg (Pelaez-Samaniego et al., 2014). Estos valores van a depender de los subescenarios de disponibilidad de energía. En la Tabla 4.8 se detallan los valores que han con-ducido a este resultado. El análisis de sensibili-dad arrojó que si el costo de los electrolizadores se redujera en 20 %, los costos de producción de hidrógeno electrolítico podrían ser reducidos a los valores presentados en misma tabla. Al-gunos aspectos relacionados con la viabilidad económica del proyecto son mostrados en Pe-laez-Samaniego (2009) y Pelaez-Samaniego et al. (2014). Sin embargo, todos estos resultados se encuentran a nivel de estudio de prefactibi-lidad, por lo que se recomienda revisión de los mismos en el caso de efectuarse estudios de factibilidad tomando en cuenta costos actuali-zados de electrolizadores y la posible venta de oxígeno.

Los resultados indicados (Tabla 4.8) muestran que es posible producir hidrógeno a costos menores a 3,00 USD/kg únicamente si se dis-pone de energía eléctrica para operar la planta de electrolisis durante 24 h/día, con costos de electricidad por debajo de 30 USD/MWh. El va-lor de 3,00 USD/kg de H2 es un valor referencial de mucha importancia, pues ha sido fijado, a nivel internacional, como el costo objetivo para que el hidrógeno sea competitivo con otros combustibles derivados de fósiles. Por lo tanto, es aparentemente viable producir hidrógeno a costos competitivos usando energía hidroeléc-trica en las condiciones discutidas (Pelaez-Sa-maniego et al., 2014).

4.13 / Alternativas de uso de hidrógeno electrolítico en Ecuador

Una de las grandes ventajas de la producción de hidrógeno electrolítico es la posibilidad de obtenerlo en el sitio de consumo, debido a la fa-cilidad que presenta transportar energía eléc-trica hasta las zonas donde se ubican las plan-tas de electrólisis, con bajas pérdidas en dicho transporte. Este factor resulta, obviamente, más conveniente que transportar hidrógeno. Por lo tanto, el criterio que va a definir los sitios de producción del hidrógeno es el uso que se vaya a dar al mismo.

En el caso de nuestro país, diferentes factores como: logística de distribución del producto, mercado, factores sociales y ambientales y ne-

Tabla 4.8 / Costos de producción de hidrógeno electro-lítico en condiciones de cada subescenario y resultados del análisis de sensibilidad.(*) Asumiendo costo de electrolizadores de 1000 USD/kW.

Sub-escenario

A8A24B8B24

Capacidad planta deele rólisis(kg H2/h)

1850616,536991233

Inversiónaproximada (x106 USD)

165,3448,45326,5496,24

Co o deproducciónde H2 (USD/kg)

3,622,293,582,26

Análisis de sensibilidad

Inversiónaproximada(x106 USD)*

132,2537,4260,3774,18

Co o deproducciónde H2 (USD/kg) *

3,182,143,142,12

(*) Asumiendo co�o de ele�rolizadores de 1000 USD/kW.

187


cesidades del país, permiten vislumbrar cuatro usos para el hidrógeno. Esos posibles usos son:

a) como materia prima para la producción de amoníaco,

b) como insumo en la refinación de petróleo,

c) para la generación de energía eléctrica (en sistemas de cogeneración); y,

d) como combustible en vehículos con células a combustible.

La definición del uso más apropiado depende de muchos factores, como se observa en la des-cripción que se presenta a continuación.

4.13.1 / Uso como materia prima para producir amoníaco: Producción de hidrógeno en Guaya-quil

En esta alternativa se propone utilizar el hi-drógeno para la producción de amoníaco. La idea es que dicho amoníaco se pueda emplear posteriormente para diversos fines, fundamen-talmente para la fabricación de abonos nitro-genados (Nitrato de Calcio (5[Ca(NO3)2.2H2O].NH4NO3), Nitrato de Magnesio (Mg(NO3)2.6H2O), Nitrato Amónico (NH4NO3), Sulfato Amónico ((NH4)2SO4) y urea8 (CO(NH2)2)) o como refrige-rante y fuente de materia prima para otros pro-cesos industriales (Ver Sección 4.7 para cono-cer otros usos del amoníaco).

El lugar donde se podría producir amoníaco es Guayaquil, por lo que la obtención de hidrógeno electrolítico también debe ser realizada en esta ciudad. La propuesta se justifica porque:

i) Es conveniente que la producción indus-trial de amoníaco ocurra cerca de los lu-

gares de consumo del mismo. La cuenca del río Guayas se caracteriza por una ele-vada demanda de fertilizantes a nivel na-cional para diversos cultivos como arroz, maíz, banano, entre otros (Rivera, 2009). Adicionalmente, su condición de puerto marítimo facilitaría la logística de im-portación de insumos o exportación del producto, de ser el caso. Estos elementos convierten a Guayaquil o un lugar muy próximo a esta ciudad en el lugar adecua-do para instalar la planta.

ii) La demanda de amoníaco para otros fi-nes puede ser muy alta en esta ciudad. Se destacan posibilidades de uso en sis-temas de refrigeración ecológica, prin-cipalmente a nivel industrial, así como usos en diversas industrias (cervecera, de helados, explosivos, etc.).

iii) Existe un potencial mercado consumi-dor del oxígeno generado en el proceso de electrólisis, fundamentalmente para pro-cesos de combustión.

iv) Existe abundante agua en la zona.

Ecuador no produce abonos nitrogenados de ningún tipo; así, todo el consumo nacional co-rresponde a importación desde diferentes paí-ses (Estados Unidos, Colombia, Holanda, Espa-ña, Italia, Alemania, Chile, China, entre otros). Dicha importación fue de 125.700 t en el 2008 y 243.122 t en 2011 (MAGAP, 2013). De acuerdo con la presente propuesta, a futuro se podría obtener fertilizantes producidos con hidrógeno electrolítico.

Un aspecto adicional que contribuye a pensar en la opción presentada es la posibilidad de al-macenar sin dificultades este tipo de abonos, a diferencia de las dificultades del almacena-miento de hidrógeno en sí. La urea, por ejem-plo, es un producto que puede ser almacenado hasta por seis meses, de acuerdo con las reco-mendaciones de los fabricantes.

8 En la actualidad, el 90 % de la urea produci-da industrialmente a nivel mundial es usada como fertili-zante.


188

4.13.1.1 / Potencial de producción de amoníaco

Para dimensionar la planta de producción de hidrógeno destinado a la obtención de amo-níaco se ha efectuado un balance de masa del proceso de producción, considerando una planta de 1.000 t NH3/día. Plantas de este ta-maño están disponibles comercialmente, por lo que resulta un elemento de referencia en el análisis.

Los resultados del balance de masa indican que para producir las 1.000 t/día de amoníaco se requieren, en condiciones ideales, 177 t H2 (esto es aproximadamente 0,175 t H2/t NH3) (Ga-leano, 2008). Estos valores sugieren que para operar una planta de producción de amonía-co se requieren aproximadamente 63.700 t H2/año. De acuerdo con las capacidades actuales de los electrolizadores disponibles a nivel co-mercial, se ha estimado que se podrían produ-cir hasta 5.401 t/año de hidrógeno en condicio-nes del escenario A y el doble en condiciones del escenario B (Pelaez-Samaniego et al., 2014). Este resultado sugiere que no parece posible abastecer de hidrógeno a una planta química diseñada para producir abonos nitrogenados usando exclusivamente hidrógeno electrolí-tico producido usando agua vertida en Hidro-paute. Sin embargo, se observa que si la planta existiera, todo el hidrógeno podría ser absor-bido por la planta. Aún más, si se concreta la instalación de la nueva refinería (Refinería del Pacífico), esta podría incluir el proceso de pro-ducción de abonos nitrogenados empleando hidrógeno electrolítico producido ya sea con energía hidroeléctrica, de acuerdo a lo indicado en este estudio, o mediante la combinación de hidroeléctrica con otras renovables.

4.13.1.2 / Aspectos adicionales sobre la produc-ción de amoníaco y abonos nitrogenados

De acuerdo con la propuesta presentada, em-plear hidrógeno para producir amoníaco re-quiere la instalación de una planta para el

efecto, así como de una planta que produzca abonos nitrogenados a partir de ese amoníaco. En la actualidad no existen dichas plantas en nuestro país. No obstante, su implantación ten-dría una enorme repercusión desde el punto de vista estratégico, ya que el país dejaría de ser importador de fertilizantes nitrogenados para ser un exportador de este producto. Esto gene-ra empleo, impulsa la agricultura y permite la introducción de nuevas tecnologías.

Cabe mencionar que en caso de tomarse la de-cisión de realizar este proyecto, es necesario incursionar en un estudio de mercado y de las tecnologías existentes que más convengan al país, así como la búsqueda de otros fabrican-tes de plantas de producción de amoníaco de menor capacidad. Debido a que este aspecto se desvía de los objetivos del presente trabajo, se deja como sugerencia efectuar un estudio futu-ro dirigido exclusivamente al análisis de esta propuesta.

El oxígeno, subproducto del proceso de elec-trólisis del agua, puede ser empleado para los procesos de combustión en calderas dentro de las mismas plantas de procesamiento del amo-níaco o en las plantas de procesamiento de los abonos. Usar oxígeno en vez de aire incremen-tará notablemente la eficiencia de los sistemas de combustión. Adicionalmente, una parte del oxígeno puede ser destinado en Guayaquil para uso médico, laboratorios, para procesos indus-triales (soldaduras, por ejemplo), entre otros. La venta del oxígeno contribuye a reducir los cos-tos cargados a la venta del hidrógeno.

4.13.2 / Empleo en refinerías para el proceso de hidrotratamiento de petróleo pesado

En esta sección se describe la posibilidad de usar hidrógeno electrolítico en el proceso de refinación del petróleo en el país. A nivel mun-dial, las refinerías de petróleo usan grandes cantidades de hidrógeno para retirar azufre del petróleo, para romper cadenas largas de hidro-

189


carburos hasta obtener compuestos en el rango de peso molecular de la gasolina y el diesel, así como para mejorar las propiedades que permitan un funcionamiento limpio de los motores que utilizan gasolina. En la actuali-dad existe una demanda creciente y una falta notoria de hidrógeno en las refinerías a nivel mundial (Suresh et al, 2007; EIA, 2008; Treehu-gger, 2009).

Si bien en el pasado, las refinerías recuperaban suficiente hidrógeno de sus procesos, ahora es-tán en la necesidad de producirlo por otros me-dios para satisfacer sus necesidades (Suresh et al, 2007). Esto se debe a que se requieren refinar petróleos de menor calidad (mayor contenido de azufre, mezclas con hidrocarburos muy pe-sados, etc.). Por esta razón, la demanda global de hidrógeno se ha incrementado a un ritmo de hasta 10 a 15 % durante los pasados cinco años y se espera un incremento mayor a corto plazo, motivada por la exigencia de un bajo contenido de azufre en los combustibles (PRAXAIR, 2009). Una vía para resolver esta falta de hidrógeno es obtenerlo a partir de la electrólisis del agua (Treehugger, 2009).

En Ecuador existen actualmente tres refine-rías: Esmeraldas, La Libertad y Shushufindi, con una capacidad total instalada de 176.000 barriles diarios de petróleo (Pelaez-Samaniego et al, 2007). De ellas, Esmeraldas refina, teórica-mente, 110. 000 barriles diarios, pero en la prác-tica no se consigue esa producción por diver-sos motivos. La tecnología empleada por cada planta en el proceso de refinado es diferente. La Refinería Esmeraldas está en capacidad para refinar diferentes tipos de crudo, incluyendo algunos de elevado contenido de azufre y cru-dos de hasta 26 API, por lo que presenta interés para efectos de este estudio, debido a que en su proceso requiere hidrógeno para el hidrotrata-miento de las fracciones pesadas del petróleo. Ni La Libertad ni Shushufindi emplean hidró-geno en el proceso de refinación del crudo (Al-tamirano, 2009), pues solo procesan petróleos ligeros con bajo contenido de azufre.

No ha sido posible obtener datos reales sobre la cantidad de hidrógeno que demanda la refine-ría Esmeraldas actualmente pues, en las con-diciones actuales de operación, el hidrógeno se obtiene como subproducto de otros procesos o en un proceso de reformación de la gasolina. Por otro lado, no existe una demanda continua del mismo. No obstante, información recopila-da de manera extraoficial indica que en condi-ciones de refinación de petróleos que requieren hidrógeno, el consumo9 es de alrededor de 1.500 kg H2/h. Esta cantidad de hidrógeno podría ser generada en el escenario B24.

A pesar de que el funcionamiento de la refine-ría no es continuo ni a máxima capacidad, la demanda anual representa cantidades signifi-cativas de hidrógeno. Dicho hidrógeno que hoy se obtiene del mismo petróleo, podría ser susti-tuido por hidrógeno electrolítico. El factor que viabilizaría la propuesta es el costo del hidró-geno electrolítico, que debe ser atractivo para la refinería. Al emplear hidrógeno electrolítico para la refinación de petróleo, la ubicación de la planta de electrólisis debe ser junto a la refine-ría, o sea en Esmeraldas.

Es importante mencionar que en corto tiem-po podría ser instalada una nueva refinería, la Refinería del Pacífico, en la provincia de Mana-bí (como parte de un complejo petroquímico, donde también se obtendrían otros productos químicos). Si bien no ha sido posible conocer la tecnología que se emplearía en esa nueva refinería, el proceso de refinación podría recu-rrir al uso de hidrógeno, principalmente para el hidro-tratamiento de las fracciones pesadas de petróleo. Por lo tanto, es lógico pensar que también requerirá unidades para la producción de hidrógeno. Esta nueva refinería se podría convertir en un nuevo consumidor para el hi-drógeno producido en el país (hidrógeno no necesariamente proveniente de la Unidad de Negocio Hidropaute). Es importante recalcar

9 Datos obtenidos vía consulta telefónica con la refinería de manera confidencial.


190

sobre la ventaja que presentaría el uso en refi-nerías, pues no se requiere montar infraestruc-tura para la utilización de hidrógeno, aspecto que sí se debe tomar en cuenta en las otras pro-puestas de uso (como combustible para buses y como insumo para la generación eléctrica) que se discuten a continuación. Un aspecto adicio-nal es que la ejecución de la propuesta presen-ta ventajas desde el punto de vista ambiental y permitiría vender créditos de carbono, factor que contribuirá a un beneficio económico, pues se dejará de usar petróleo en el proceso.

Una opción que se puede analizar en una si-guiente etapa es integrar la producción de hi-drógeno electrolítico con el aprovechamiento de otras fuentes de energía renovable, tales como electro eólico y fotovoltaico en un Siste-ma Integrado de la Energía Nacional. La ubica-ción de la refinería Esmeraldas o la que a fu-turo se podría construir cerca del mar permite prever, por ejemplo, un escenario donde el agua para el proceso de electrólisis puede ser obteni-da, también en este caso, mediante destilación de agua del mar empleando destiladores sola-res. Estos equipos están disponibles comercial-mente o pueden ser fácilmente construidos y adecuarse a los volúmenes requeridos. Adicio-nalmente, permiten ahorrar electricidad o pe-tróleo usados en los procesos de destilación, al hacer uso de la alta radiación solar que posee el país en la región costanera, para producir si-multáneamente agua destilada, sal e hidróge-no electrolítico.

Dentro de las opciones de uso del oxígeno obtenido como subproducto en el proceso de electrólisis del agua, la mejor alternativa es utilizarlo como comburente en el proceso de combustión de los combustibles dentro de la(s) misma(s) refinería(s). Con esto se espera un mejoramiento sustancial de la eficiencia de los procesos de combustión actuales en calderas y hornos.

4.13.3 / Uso del hidrógeno para generar energía eléctrica en sistemas de cogeneración

Esta propuesta busca emplear el hidrógeno elec-trolítico para la generación de energía eléctrica. En este esquema de uso, como se discutió en la Sección 4.5, es posible obtener energía eléctrica y, como subproducto, calor, en un esquema de cogeneración. Para el efecto se emplearían cé-lulas de combustible tipo PAFC, MCFC o SOFC, que debido a sus altas temperaturas de opera-ción, generan calor aprovechable. El factor que viabilizará el empleo de uno u otro tipo de célula es su disponibilidad a nivel comercial.

La generación de energía eléctrica empleando hidrógeno, de acuerdo con esta propuesta, sería realizada en el emplazamiento de la hidroeléc-trica o en un sitio cercano. Con eso se aprove-cha parte de la infraestructura actual de la em-presa y se consigue un uso in situ del caudal disponible. Adicionalmente, la producción de hidrógeno dentro de la hidroeléctrica permiti-rá su uso para otros fines, como por ejemplo en sistemas de refrigeración de los generadores.

El tamaño de la planta de electrólisis, al depen-der de la disponibilidad energética, está condi-cionada a los escenarios de disponibilidad de esa energía y/o caudal. Por ese motivo, la planta será similar a las que se requieran para otras aplica-ciones del hidrógeno. El oxígeno obtenido, a su vez, podría ser empleado para el rejuvenecimien-to de las aguas vertidas después del turbinado, o para oxigenar las aguas de la represa de la propia hidroeléctrica. El beneficio económico es impor-tante, aunque difícilmente cuantificable porque es distribuido en el medio ambiente.

4.13.4 / Utilización de hidrógeno en buses con células a combustible

El uso de diésel en buses de transporte urbano resulta en la emisión de material particulado y varios compuestos químicos, cuya caracterís-tica principal es la contaminación ambiental y,

191


en el caso del material particulado, este provo-ca impactos en la salud de las personas (Eudi, Parish y Leonard, 2005). En este sentido, los buses urbanos se presentan como un espacio donde se puede recurrir al empleo de combus-tibles alternativos “limpios”, aspecto que cum-ple de manera ideal el hidrógeno.

Varios factores propician esta opción: típica-mente los buses urbanos circulan por zonas donde la contaminación ya es un problema, su abastecimiento de combustible es bastante centralizado, emplean combustibles subsidia-dos (como en nuestro país), entre otros. Por este motivo, varios proyectos han sido realiza-dos para evaluar el empleo de buses a hidróge-no en diferentes países y, actualmente, algunas ciudades de Estados Unidos impulsan el em-pleo de pequeñas flotas de buses para trans-porte urbano debido, fundamentalmente, a los beneficios ambientales consecuentes (UTC Power, 2009a).

Ante lo mencionado, en el presente trabajo se estudia la posibilidad de utilizar hidrógeno como combustible automotriz en una flota de buses de servicio urbano, específicamente, en la ciudad de Cuenca. Con ello se pretende con-centrar los esfuerzos para impactar primero en una sola ciudad: superar las deficiencias, ganar en organización y después generalizar la expe-riencia a otras ciudades.

La decisión de optar por Cuenca como ciudad para efectuar el estudio en cuestión se debe a que cuenta con un sistema integrado de ma-nejo del transporte urbano y a la facilidad que presenta el análisis, ya que se cuenta con in-formación referente a tamaño de flota actual, recorrido promedio, horarios de trabajo, está en la zona de influencia de la Unidad de Ne-gocio Hidropaute, entre otros factores. En esta propuesta, el hidrógeno deberá ser producido en Cuenca, por ejemplo en la parte norte de la ciudad. La condición que se debe cumplir es el de un espacio adecuado que, en estos casos, puede llegar a 1 hectárea. Las condiciones de

uso del hidrógeno serían similares a las descri-tas en la Sección 4.6. Al igual que en los casos anteriores, la cantidad de hidrógeno que podría ser producido depende del escenario que se tome para el análisis.

El oxígeno que resulte de la electrólisis del agua puede ser empleado para uso médico e in-dustrial en la ciudad de Cuenca. No obstante, el empleo en procesos de combustión en el sector industrial presenta amplias perspectivas. Esto se debe a que en la ciudad existen varias indus-trias que utilizan combustibles fósiles, donde el uso del oxígeno contribuirá en el incremento de la eficiencia de los equipos. Lo mencionado puede complementar adecuadamente el pro-grama de uso de Gas Natural, en sustitución de derivados del petróleo (Gas licuado de petró-leo–GLP y Diésel), en la ciudad de Cuenca.

4.14 / Análisis de prefactibilidad del uso de hidrógeno en buses de servicio urbano en Cuenca

4.14.1 / El sistema de transporte urbano de la ciudad de Cuenca

El servicio de transporte urbano en Cuenca está a cargo de 6 empresas de capital privado, actualmente consorciadas en una “caja co-mún”. El tamaño de la flota, por empresa, así como el total de buses existentes en la ciudad y la edad promedio de dicha flota se presentan en la Tabla 4.9.

La operación de la flota ocurre de lunes a vier-nes en jornadas de 16 horas/día, esto es de 06:00 a 22:00, con una circulación menor durante los fines de semana y días feriados (en promedio 12 horas/día). Algunos datos relacionados con recorrido promedio, consumo de combustible y otros parámetros estimados, se muestran en la Tabla 4.10. Para los cálculos se ha descontado el peso de los días feriados y los fines de se-mana, así como la circulación después de las 22:00, donde la circulación es más baja.


192

Un elemento que se debe mencionar cuando se habla de consumo de diésel es que, en nuestro país, este combustible es subsidiado por el Es-tado, aspecto que se debe tener en cuenta en el análisis de la conveniencia del empleo de hidrógeno en usos que podrían reemplazar al diésel.

4.14.1.2 / Producción y demanda de hidrógeno

El objetivo de esta sección es dimensionar la planta de electrólisis y la flota de buses urba-nos en la ciudad de Cuenca que usaría hidró-geno como combustible. De acuerdo con los

escenarios presentados (Sección 4.12), la pro-ducción de hidrógeno depende de la disponibi-lidad de energía. Para efectos de este estudio se ha considerado adecuado definir un escenario de trabajo. Este escenario es el A8, que toma en cuenta “condiciones conservadoras” de dispo-nibilidad de energía. De los valores presenta-dos en la Sección 4.12, la cantidad de hidróge-no que puede ser producido en las condiciones del Escenario A8 es de 444000 kg/mes como promedio.

Para estimar el tamaño de la flota de buses que podrían operar con la cantidad de hidrógeno indicada se recurre a la siguiente ecuación:

Tabla 4.9 / Flota de buses en Cuenca (actualizada a 2011)

Tabla 4.10 / Características de operación de la flota de buses de transporte urbano en Cuenca

Empresa

CONTRANUTOMELos TrigalesRicaurteTurismo BañosUNCOVIA10 de Ago�o

TOTAL

Edad promedio de los busesCapacidad de tran�orte por unidad

Cantidad de buses

1797550598054

497

Aproximadamente 6 añosHa�a 90 pasajeros

Fuente: Elaborado a partir de datos obtenidos de la Municipalidad de Cuenca (2009) y deInve�igación de campo

Recorrido promedio de cada bus (km/día) *Recorrido anual total (km/año) *Consumo a�ual de diésel (galones/día) **Consumo anual de diésel (galones/año) **Emisiones de CO2 e�imadas (t/año) **

25040.816.000

13.1304.313.460

41.298

* Valores calculados a partir de datos proporcionados por algunos propietarios/choferes de buses y en base a las di�ancias recorridas. Por lo tanto, son valores aproximados.** Valores e�imados en función del rendimiento medio de los motores de los buses: 1 gal/10 km de recorrido (sujeto a revisión/a�ualización).

193


DHy = kmy * fc * N Ecuación (4.4)

Donde:

DHy - demanda anual de hidrógeno (kg/año)kmy - kilometraje anual de la flota de ómnibus en operación (km/año)fc - consumo medio de hidrógeno del vehículo tomado como referencia (kgH2/km)N - Cantidad de vehículos

Para los cálculos se ha considerado como refe-rencia el vehículo Citaro Fuel Cell Bus (cuyas principales características fueron indicadas en la sección 4.6.1), el cual presenta un consumo de hidrógeno de 0.205 kgH2/km recorrido. Ba-sados en estos datos y en la Ecuación 4.4 se ha determinado la cantidad de buses que podrían ser abastecidos con este combustible de acuer-do con el Escenario A8, así como el diésel que se evita usar, según se muestra en la Tabla 4.11.

4.14.1.6 / Logística de distribución y abasteci-miento de hidrógeno

Para evaluar las alternativas de producción y distribución de hidrógeno electrolítico para uso en el sector de transporte urbano de pasajeros en la ciudad de Cuenca, se toma como referen-cia el trabajo realizado por Riveros (2008), en el cual se abordan las opciones de empleo de hidrógeno electrolítico como combustible en el sistema de transporte urbano de pasajeros

en la Ciudad de Foz do Iguaçu, Brasil. En dicho estudio se propone producir hidrógeno elec-trolítico en la Hidroeléctrica Itaipu Binacional (propiedad de Paraguay y Brasil, de potencia instalada 14.000 MW), aprovechando Energía Vertida Turbinable. El hidrógeno obtenido ser-viría para sustituir toda la flota de ómnibus a diésel por buses con celdas de hidrógeno (191 buses en total). La logística de producción del hidrógeno se puede llevar a cabo mediante dos modelos de producción: centralizado y descen-tralizado.

La producción según un modelo descentrali-zado implica obtener hidrógeno in situ, o sea, en el local de cada empresa de transporte. Con esto se podría obviar la logística de distribu-ción. Para cada caso se requiere dimensionar sistemas de almacenamiento de hidrógeno en forma de gas comprimido. En este modelo, el costo unitario de la planta de producción es más elevado comparado con el modelo cen-tralizado (debido a la economía de escala), además de la necesidad de energía eléctrica de alta tensión para cada planta, lo que signifi-caría una inversión adicional en la instalación de subestaciones eléctricas al lado de cada empresa (este costo a veces es asumido por las empresas de distribución de energía eléctrica).

En el modelo centralizado, la producción se-ría realizada en un único local, para luego ser distribuido a las empresas. El modo de distri-bución más adecuado, desde el punto de vista económico, a partir de una planta centralizada a los puestos de abastecimiento ha sido ana-lizado por Yang C. and Ogden J. (2006) y los resultados muestran que la demanda y la dis-tancia son parámetros decisivos en el costo de distribución (Ver Sección 4.8).

Tabla 4.11 / Dimensionamiento de la flota de buses usando hidrógeno en Cuenca, en condiciones del Es-cenario A8.

Di�onibilidad mensual de hidrógeno (kgH2/mes)Consumo diario de hidrógeno (kgH2/día)Cantidad de buses a ser aba�ecidos mensualmenteProducción necesaria de H2 (kg/h)Consumo diario de diésel evitado (galones/día) Consumo anual aproximado de diésel evitado (galones/año)

145.2405.187

101216

2.674878.425


194

En el modelo centralizado con distribución del hidrógeno en la forma de gas comprimido, se tiene como principal desventaja el alto número de viajes para transportar el hidrógeno produ-cido desde la planta central hasta las empre-sas. Adicionalmente, el transporte de este gas en camiones que utilizan diésel introduciría contaminantes atmosféricos en el ciclo de pro-ducción/distribución. En este sentido, podría utilizarse camiones también movidos a hidró-geno, lo que finalmente significaría una inver-sión inicial aún más elevada, repercutiendo en un precio más alto del producto.

La posibilidad de distribución del hidrógeno en forma líquida presenta la desventaja de un elevado costo de capital asociado al almacena-miento criogénico y a la necesidad de instalar un sistema de licuefacción, lo que inviabiliza esta configuración. Un modelo centralizado de producción y abastecimiento en un único local muestra como principal ventaja una menor in-versión total. La desventaja es que los vehícu-los de cada empresa tendrían que realizar, en algunos casos, un viaje extra por día para llegar

al local de abastecimiento, lo que implica ma-yor consumo de combustible. No obstante, este aumento es mínimo: 4,3 % de combustible ex-tra por efectos del recorrido adicional, lo que es poco si se compara con el beneficio económico que puede representar dicha configuración (Ri-veros, 2008).

La planta de electrólisis podría ubicarse al nor-te de la ciudad, en espacios, por ejemplo, de la misma Unidad de Negocio Hidropaute, o simi-lares. Como condición, se debe contar con un área de al menos media hectárea de terreno. No habrían exigencias especiales, desde el punto de vista ambiental, que impidan su instalación en espacios como el mencionado.

De acuerdo con lo anterior, el modelo centra-lizado de producción y abastecimiento de hi-drógeno electrolítico en cada bus directamente en el sitio de producción es el más conveniente desde el punto de vista técnico y económico. Por este motivo, se propone este modelo para la logística de hidrógeno para buses en la ciudad de Cuenca.

Figura 4.13 / Diagrama de una estación de abastecimiento de Hidrógeno (Ferreira, 2007)

195


4.14.1.6 / Infraestructura de abastecimiento de hidrógeno

Para el abastecimiento vehicular (buses) con hidrógeno se podría aprovechar sin dificultad la infraestructura existente en lugares don-de se expende Gas Natural Vehicular -GNV (Ferreira, 2007), lo que ocurre en países como Argentina y Brasil. En el caso de Ecuador, la inexistencia de estos sistemas, obliga a pensar en la necesidad de instalarlos.

De acuerdo con el trabajo de Ferreira (2007), la infraestructura para alimentar buses con hi-drógeno debe constar de varios dispositivos, como se indica en la Figura 4.13. En dicha figu-ra se incluyen elementos como el sistema de compresión, que no es requerido cuando el hi-drógeno viene desde otra planta, donde se pro-dujo y comprimió. En la Tabla 4.12 se describen los elementos mostrados en dicha figura.

Normalmente una estación de abastecimiento de hidrógeno con las características mostradas tarda de 15 a 20 minutos para llenar el tanque de un ómnibus de capacidad igual a 40 kg. La can-tidad de buses que podrían ser abastecidos si-multáneamente dependerá del número de dis-pensadores disponibles en la estación. El área del local necesario para la estación es similar a una estación de combustible convencional.

4.14.1.7 / Emisiones evitadas por la flota de bu-ses

La posible sustitución de 101 buses que ac-tualmente operan con diésel, por hidrógeno, permitiría evitar 87.8425 galones/año de dié-sel, equivalente a 2.674 galones diarios de este combustible, como se vio en la Tabla 4.11. Des-de el punto de vista ambiental, esto trae im-portantes beneficios, debido a que se deja de

Tabla 4.12 / Descripción del Diagrama de la Figura 4.13.

Ítem

VAR1

VAR2

VAR3

V1

V2

V3

V4

V5

V6

V7

V8

V9

Ítem

VA1

VA2

VA3

VA4

VA5

VLV

R1

R2

R3

P1 a P5

Descripción

Válvula de alivio 4 bar





Válvula limitadora de flujo 40m3/h; P = 4 bar

Válvula reguladora de presión para 4 bar



Medidores de presión

Descripción

Válvula anti-retorno 40m3/h; P = 4 bar

Válvula anti-retorno 40m3/h; P = 4 bar

Válvula anti-retorno 1000 m3/h; P = 350 bar

Válvula solenoide 40m3/h; P = 4 bar

Válvula solenoide 40m3/h; P = 4 bar

Válvula solenoide 1.000 m3/h; P = 350 bar


Válvula solenoide tres vías 1.000 m3/h; P = 350 bar




Válvula solenoide tres vías 1000 m3/h; P = 350 bar


196

emitir material particulado, SO2, CO2 y otros compuestos. Para efectos del presente trabajo tiene interés la cuantificación de las emisiones de CO2 evitadas. En el caso del material parti-culado, su reducción llegaría a cero en los bu-ses que operan con hidrógeno.

Utilizando la Metodología Top-Down, reco-mendada por el IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) se ha determinado que la sustitución mencionada permitiría evitar 8.410 tCO2/año. La posible venta de estas emisiones evitadas en el Mercado de Créditos de Carbono será considerado en el análisis económico del proyecto. No se reporta en la literatura, efectos ambientales negativos del uso del hidrógeno como combustible. Esto se entiende, por el he-cho de que tanto la combustión de hidrógeno como su uso en células de combustible, produ-ce agua de elevada pureza como residuo.

4.14.1.8 / Algunos aspectos sobre seguridad en el empleo de hidrógeno

El hidrógeno es un gas incoloro, inodoro, de elevado poder calorífico y baja densidad que, al mezclarse con el aire en concentraciones entre 4 y 75 % (vol) en la presencia de una chispa arde con una llama invisible que se propaga rápida-mente con gran contenido energético y baja radiación. Por ello, es necesario emplear sen-sores especiales para detectar fugas y vigilar la calidad del hidrógeno y así prevenir explosio-nes (H2scan, 2009; FCSensor, 2009).

El hidrógeno no es más peligroso que otros combustibles, como el gas natural o la gasolina, pero sus características son únicas y se debe gestionar adecuadamente (DOE, Safety, 2009). Los límites de combustión (mínimo y máxi-mo) son índices que indican la concentración mínima y máxima de la sustancia en aire que es necesaria para que el gas se combustione y explote. En el caso del hidrógeno, la concentra-ción mínima para que la combustión se pro-duzca es 4 vol. % y la concentración máxima

a la que se puede producir una combustión en presencia de aire y una chispa es de 75 vol. %. Para el caso de la gasolina la concentración mínima para que se produzca la combustión es de 1,4 vol. % y la concentración máxima es 7,6 vol. %. La temperatura de auto-ignición para la gasolina es más baja (246-280 oC) que para el hidrógeno (500-571 oC).

En respuesta al creciente interés en el hidró-geno como vector energético, varias son las or-ganizaciones que participan en la elaboración de códigos y estándares para su manipulación. La Asociación Nacional del Hidrógeno (NHA–National Hydrogen Association), (que en 2010 se fusionó con el U.S. Fuel Cell Council (USFCC) para formar la Fuel Cell and Hydrogen Energy Association) ha creado un Grupo de Trabajo de Códigos y Estándares en tópicos como alma-cenamiento en hidruros, electrólisis para uso residencial, infraestructura para el transporte y aplicaciones marítimas. La Sociedad de Inge-nieros Automotores (SAE–Society of Automo-tive Engineers) ha colaborado activamente con el NHA en los asuntos relacionados a trans-porte. La mayor parte de estos Estándares se escriben en la Organización Internacional para la Estandarización (ISO) a través del Comité Técnico ISO 197 (Tecnologías de Hidrógeno). En cuanto a Estándares para Celdas de Com-bustible (Fuel Cells) se encuentran trabajando conjuntamente el International Electrotech-nical Committee, IEC TC 105, ISO TC 197 e ISO TC22 SC 21 referente a Vehículos Eléctricos (Ver: http://www.iso.org/iso/home/store/cata-logue_tc/catalogue_tc_browse.htm?commi-d=54560&published=on&includesc=true) (Ac-ceso Septiembre 17 de 2014).

4.14.1.9 / Empleo de hidrógeno y gas natural para motores diesel

Una tendencia en algunos países es el empleo de Gas Natural (GN) en buses con motores dié-sel. Esa tendencia podría llevarse a la práctica también en la ciudad de Cuenca a mediano plazo, cuando sea implantado el programa de

197


uso de GN en sustitución de derivados de pe-tróleo, programa propiciado por el Ministerio de Industrias y Productividad. Una de las ra-zones para el empleo de GN en flotas de buses urbanos está relacionada con la disminución de contaminantes en relación a las emisiones de los mismos motores cuando operan con diésel. Pero a este hecho se debe adicionar que, estudios a nivel de laboratorio y experiencias reales, muestran que usando GN con 7 % de hidrógeno, y con una adecuada calibración, es posible conseguir disminución adicional de hasta 50 % en las emisiones al medio ambiente (principalmente NOx) (Hythane, 2009).

La ventaja de emplear hidrógeno dentro del GN en las condiciones de la ciudad de Cuenca a corto o mediano plazo es la facilidad de llevar a cabo la propuesta, debido a que normalmente la instalación de GN puede ser utilizada para este propósito. Por otro lado, no es necesario efectuar cambios en el motor o en el sistema de alimentación del mismo aunque, como con-secuencia de la menor densidad del hidróge-no en forma de gas, existe una penalización en el volumen del tanque (hasta 20 %), aspecto que debe ser tenido en cuenta en la logística de alimentación de GN. Esta opción de uso del hidrógeno parece viable a corto plazo y se deja como sugerencia a tener en cuenta en Cuen-ca. Mayor información sobre el tema puede ser consultado en Hythane (2009) o en Automotive Fleet (2009).

4.14.1.10 / Análisis económico del uso del hi-drógeno como combustible en una flota de bu-ses en Cuenca

En la evaluación económica del uso del hidró-geno se busca determinar el costo de 1 km de recorrido cuando se trabaja con buses a hidró-geno versus 1 km de recorrido de los buses a diésel. La comparación de resultados permitirá concluir sobre la conveniencia o no del uso del hidrógeno. La viabilidad económica del empleo de hidrógeno electrolítico como combustible

en la flota de 101 buses en la ciudad de Cuen-ca estará garantizada si el costo por kilómetro recorrido por cada bus usando hidrógeno, es equivalente o menor al costo por kilómetro re-corrido por cada bus recorrido usando diésel.

Con el fin de determinar los indicadores men-cionados se ha procedido a hacer un cálculo económico para los dos casos. En cada uno de ellos se asume la necesidad de:

a) Comprar la flota de 39 buses, ya sea a dié-sel o con células a hidrógeno (Ver detalles en Pelaez-Samaniego, 2009).

b) Instalar una estación de abastecimien-to de combustible. Esto es, una estación para alimentar diésel o para alimentar hi-drógeno (para simplificar los cálculos se asume que la estación de servicio es ex-clusiva para la flota de buses en cuestión)

c) Considerar los respectivos gastos de ope-ración

d) Considerar los costos del combustible: diésel o hidrógeno.

Se asume, además, que existirá capital propio para la inversión inicial. La inversión fija está dada por los valores indicados en la Tabla 4.13.

Los precios de los buses a diésel y a hidróge-no han sido asumidos igual a 150000 y 630000 USD por unidad, respectivamente. La flota de hidrógeno va a requerir, además, de una plan-ta de alimentación de hidrógeno. Este aspecto no es necesario en la flota diésel. La inversión en la planta de alimentación de hidrógeno será igual a aproximadamente USD 2.000.000, prin-cipalmente debido al costo de los sistemas de almacenamiento y alimentación. Se requerirá, asimismo, de capital de trabajo para compra de combustibles (diésel o hidrógeno) y otros ma-teriales, así como para pagos de mano de obra (choferes y administrativos). Se asume, final-mente, que el costo del diésel será igual a 1,1


198

USD/galón y que el precio del hidrógeno será de 3,00 USD/kg.

Se ha considerado también la posibilidad de venta de créditos de carbono debido a que se evita la combustión de diésel. Detalles relacio-nados con el método de cálculo pueden ser en-contrados en Pelaez-Samaniego (2009). En las condiciones mencionadas, el costo de recorri-do de un bus a diésel resultó igual a 0,28 USD/km, mientras que el de un bus con celda de hi-drógeno resultó igual a 0,66 USD/km.

Un análisis de sensibilidad simple consideró que el diésel podría costar el doble en el mer-cado nacional. En estas condiciones, el costo de recorrido de los buses diésel subió a 0,38 USD/km. Asimismo, se analizó la posibilidad de que el precio del hidrógeno sea igual a 2,5 USD/kg, lo que arrojó que el costo de recorrido de un bus a hidrógeno podría bajar a 0,62 USD/km. Este resultado último muestra que el rubro que afecta el costo de recorrido de los buses a hidrógeno es el costo de los buses. Un análisis adicional consistió en asumir costo de diésel de 3,00 USD/gal. Sin embargo, en este escena-rio no se observaron efectos importantes debi-do también al alto costo de los buses.

Otro análisis consistió en determinar qué ocu-rriría si el precio de los buses a hidrógeno bajan a 450.000 USD/unidad. El costo de recorrido en este caso descendería a 0,52 USD/km. Este úl-timo análisis es de interés porque los precios de los buses a hidrógeno tienen una tendencia real a la baja. En el año 2009 cuando se efec-tuó el primer trabajo relacionado con hidróge-no electrolítico Pelaez-Samaniego, 2009) los precios de estos vehículos estaba por el orden de 1 millón de dólares. Sin embargo, el precio de 630.000 USD/unidad que hemos incluido en este análisis es real. Pullman Transit, en el Estado de Washington, compró reciente-mente tres buses movidos con celdas de hi-drógeno, cuyos precios son de 630.000 USD/unidad (http://news.wsu.edu/2013/08/15/new-hybrid-buses-debut-on-wsu-campus-routes/ - .UoWAH-KmZhQ).

A manera de conclusión, se observa que aún no es viable económicamente de una flota de buses movidos a hidrógeno en Cuenca. Sin embargo, las perspectivas en la reducción de los precios de los buses y la posible revisión a los precios de los combustibles (a futuro) dejan abierta esta posibilidad y sería bueno efectuar un nuevo análisis a mediano plazo (por ejem-plo dentro de 5 años).

Buses diésel

6.913.000303.000

30.600408.000

55.000

7.709.600

Buses hidrógeno

26.674.000303.000

30.600408.000

55.000

27.470.600

Concepto

Capital de InalaciónTerrenoAsiencia TécnicaObras CivilesOtros

TOTAL ACTIVOS FIJOS (USD)

Nota: El precio de los buses con células a combuible se toma igual a 630.000 USD cada uno, que es el precio reportado en una flota recientemente creada en Pullman, WA. (h�p://news.wsu.edu/2013/08/15/new-hybrid-buses-debut-on-wsu-campus-routes/#.UoWAH-KmZhQ, acceso en noviembre 14 de 2013).

Tabla 4.13 / Inversión fija aproximada para operar una flo-ta de 39 buses a diésel o hidrógeno en Cuenca

199


4.15 / Generación de energía eléctrica usando hidrógeno

En esta sección se busca dimensionar una planta de generación eléctrica partiendo de los escenarios de disponibilidad de energía presen-tados en la sección 4.12. La planta para el proce-so de electrólisis puede ser similar a la que se ha propuesto para producir hidrógeno en el sis-tema de transporte de Cuenca. El único aspecto que va a cambiar es la ubicación de la planta de electrólisis y de la planta de generación eléctri-ca. Una posibilidad de ubicación es cerca de la misma central hidroeléctrica, con el fin de apro-vechar las instalaciones de alta tensión. Sin embargo, este aspecto requiere un análisis más detallado a futuro sobre otras conveniencias o dificultades que puedan aparecer.

En la evaluación económica del uso del hidró-geno para la generación de energía eléctrica en sistemas de cogeneración se busca deter-minar el costo de generar 1 MWh de energía eléctrica usando hidrógeno y comparar con el costo de producción de 1 MWh de energía hidroeléctrica.

En cuanto a la planta de generación de energía, para efectos del trabajo se considerarán células de combustible tipo PAFC (Phosforic Acid Fuel Cell), que están disponibles en escala comer-cial. Algunos fabricantes de este tipo de fuel cells son: UTC Fuel Cells en los Estados Unidos; Fuji Electric Corporation, Toshiba Corporation y Mitsubishi Electric Corporation en Japón. Alrededor de 300 unidades de este tipo se han sido evaluados en diferentes aplicaciones es-tacionarias tanto dentro de los Estados Unidos como en otros países (Fossil Energy, 2009; UTC Power, 2009a). Las células de combustible tipo PAFC funcionan a temperaturas entre 150 a 200 °C. En estas condiciones de operación, el agua en forma de vapor puede ser aprovechado en otros procesos. El sistema combinado de po-tencia y calor tiene una eficiencia total cercana al 80 %, mientras que la eficiencia eléctrica se encuentra entre 37 a 42 % (FC Handbook, 2004).

El consumo de hidrógeno es de alrededor de 0,52 m3 H2/kW (0,0467 kg H2/kW).

Varios proyectos han sido desarrollados para generar energía eléctrica usando celdas a hi-drógeno. Como ejemplos: a) la ciudad de Santa Barbara, USA, ha comenzado con un proyecto de cogeneración de 500 kW de potencia eléctri-ca (2 unidades de 250 kW) usando celdas tipo MCFC (Carbonato Fundido), instaladas en la planta de tratamiento de agua “El Estero”; b) la compañía de cervezas Sierra Nevada de Chico, California, tiene un sistema de cogeneración de 1 MW, utilizando 4 celdas de combustible de 250 kW cada una (celdas de tipo Carbonato Fundido) y capaz de generar 1 200 00 BTU/h de calor; c) sistema de celdas de combustible de 1.4 MW de potencia eléctrica han sido instala-das también en el Hotel Sheraton en San Diego, California (también del tipo Carbonato Fundi-do) (Renewable Energy World, 2009).

Otro ejemplo es una planta de generación ins-talada en Japón, con capacidad de 11 MW, que ha empleado células PAFC (Fuelcell, 2009; Geo-cities, 2009). Una planta adicional que está en proceso de construcción se ubica en Bridge-port (Connecticut), con capacidad de 14.9 MW (http://www.ctpost.com/local/article/Largest-fuel-cell-generation-plant-in-N-A-4489029.php). Sin embargo, la planta de mayor capa-cidad de generación eléctrica basada en célu-las a hidrógeno es la que se está construyen-do en Corea del Sur (en la ciudad Hwaseong). La planta tendrá una capacidad de 58,5 MW (http://www.fuelcelltoday.com/news-events/news-archive/2012/october/construction-of-worlds-largest-fuel-cell-power-plant-expec-ted-to-commence-in-2012). A partir de los ejemplos mostrados se deduce que, aunque no existen células de gran capacidad, para insta-laciones de tamaño grande se puede recurrir al empleo de varias celdas, instaladas en paralelo en espacios adecuados a cada necesidad.

Respecto al costo de las células a combustible, Ferreira (2003) sugiere que, para celdas de com-


200

bustible de potencia superior a 20 kW, se puede considerar una relación bastante realista igual a 1500 USD/kW, y un costo anual de operación y mantenimiento igual a 49 USD/kW. Se espera que el costo de las células a combustible baje a 1000 USD/kW, valor que hemos asumido para los cálculos que se presentarán más adelante. Según Ferreira (2003), cuanto mayor sea la di-ferencia de precio de la energía eléctrica (entre el horario de alta y baja demanda) aumenta las posibilidades de tornar el proyecto viable eco-nómicamente. Este aspecto debe ser verificado si ocurre en las condiciones de Ecuador.

4.15.1 / Dimensionamiento de la planta de ge-neración eléctrica

Para determinar la capacidad instalada de la planta de generación se ha considerado la disponibilidad de hidrógeno de 1.850 kgH2/h (14.800 kg H2/día, pues la planta de electrólisis trabajará 8 h/día). El PCI (Poder Calorífico In-ferior) del hidrógeno se toma igual a 120 MJ/kg. La eficiencia de generación eléctrica de las células tipo PAFC se asume en 40%. Adicional-mente, se espera que la planta de generación opere durante 16 horas/día. Esto se debe a que la generación debe ocurrir en horario de alta demanda únicamente. La opción más lógica es en el horario en el cual no está operando la planta de electrólisis, o sea de 6:00 a 22:00, donde la energía de la central hidroeléctrica no se puede usar para producir hidrógeno, sino para despacho únicamente. En estas condi-ciones, la generación real será de 197,3 MWh/

día (71 GWh/año, asumiendo 360 días de ope-ración). El esquema de operación de planta de electrólisis y planta de generación puede ser representado gráficamente, como se observa en la Figura 4.14. Este es, sin duda, el esquema más simple de producción de hidrógeno y de energía eléctrica, pero en dependencia de otros factores relacionados con la demanda y costo de la energía, es posible estructurar otros es-quemas más complejos.

Con los datos indicados es posible efectuar un balance de energía y llegar a la conclusión de que la capacidad de la planta es de aproxi-madamente 12 MW. Esta capacidad instalada puede variar en función de otros escenarios de disponibilidad de hidrógeno o de otros es-cenarios de posibilidades de cogeneración. En Pelaez-Samaniego et al. (2014) se ha suge-rido analizar opciones de integración de otras fuentes de energía renovable con el objetivo de que los sistemas de backup usando hidrógeno electrolítico puedan operar de manera conti-nua durante todo el día. La tabla 4.14 resume algunos resultados.

La operación de la planta de generación du-rante 16 horas diarias obliga a contar con 49 células a combustible de 250 kW cada una. No obstante, si con la misma disponibilidad de hidrógeno la planta pudiera operar duran-te 24 horas, la cantidad de células a combus-tible disminuiría a 33 unidades. Este aspecto pudiera ser tenido en cuenta para bajar costos de inversión inicial. Un análisis más detallado del proceso de dimensionamiento de la planta

Figura 4.14 / Esquema de generación de energía eléctrica y producción de hidrógeno en la planta de cogeneración.

PRODUCCIÓNDE HIDRÓGENO(Consumo de

energía elé�rica)

10pm - 6am 6am - 10pm

DESCARGADE HIDRÓGENO(Generación de

energía elé�rica)

201


de cogeneración puede ser consultado en Pe-láez-Samaniego (2009).

Adicional a lo mencionado, en la cuantifica-ción de los beneficios económicos se puede incluir la capacidad de cogeneración de las células a ser usadas. Como se ha menciona-do, estos equipos generan también 250 kW de energía térmica (vapor de agua) que puede ser aprovechado de diversas maneras. No obstan-te, la ubicación de la planta generadora en la hidroeléctrica o en un lugar cercano, condu-ce a que la única opción de aprovechamiento del vapor es en turbinas de vapor, con lo que se puede incrementar la eficiencia del proceso. Este aspecto no es discutido en este análisis debido a que es poco atractiva la cantidad de energía térmica en condiciones del escenario A8 como para pensar en generación en turbi-nas de vapor, aunque otros escenarios pueden mostrar mejores perspectivas en este sentido. Una mejor manera de aprovechar el vapor es utilizarlo en sitios donde se dispone de consu-midores directos de vapor de agua (industrias, hospitales, hoteles, etc.).

Es importante mencionar que el procedimien-to empleado para dimensionar la planta y el es-quema de operación puede ser empleado tam-bién cuando se pretende usar otras fuentes de energía para producir el hidrógeno. Esto puede ser de interés a futuro si la Unidad de Negocio

Hidropaute se involucra con nuevas fuentes de energía renovable.

Respecto al análisis de impactos ambienta-les, el elemento de más importancia es el re-lacionado con las emisiones que se evitan al usar hidrógeno en sustitución de, por ejemplo, derivados de petróleo para la generación de energía en plantas térmicas. Este aspecto no es evaluado en este capítulo. Sin embargo, en Pelaez-Samaniego (2009) se muestran detalles del análisis y algunos resultados que pueden ser adecuados a otros escenarios.

4.15.2 / Análisis económico del uso del hidró-geno para la generación de energía eléctrica

Para evaluar la conveniencia de emplear hidró-geno para la generación de energía eléctrica se procede a determinar el costo de producción del kWh de energía y se compara con el costo de producción cuando se emplea otras fuentes primarias, en particular energía hidroeléctrica y energía termoeléctrica. Para el cálculo se to-man en cuenta los siguientes aspectos:

a) Las inversiones incurridas para la gene-ración eléctrica

b) El costo del hidrógeno (o del combustible convencional)

c) Gastos de operación requeridos

Tabla 4.14 / Capacidad instalada de la planta de genera-ción con células a combustible

14.800

12.333

12.000

197

Di�onibilidad promedio de hidrógeno ele�rolítico(kgH2/día)

Tamaño de la planta según cálculos (kW)

Tamaño real de la plantas (kW)

Generación e�erada de la planta operando 16 horas(MWh/día)


202

En este estudio se asume que todo el capital para la inversión inicial es propio. La inversión inicial involucra: células a combustible, siste-mas de almacenamiento, terrenos, infraestruc-tura civil, sistemas de alimentación de hidró-geno hacia las células, costos de supervisión e instalación, entre otros. El costo del hidróge-no se asume igual al costo de producción en el escenario A8 presentado previamente. Un análisis de sensibilidad toma en cuenta el cos-to en el escenario A24, con el objetivo de ver el impacto del costo del combustible. Para la operación se consideran mano de obra (direc-ta e indirecta), insumos, mantenimiento, entre otros. El cálculo económico presentado en esta sección es a nivel de prefactibilidad solamente, por lo que puede ser revisado a futuro. Detalles del análisis económico se pueden encontrar en Pelaez-Samaniego (2009). No se ha incluido en el análisis la posible venta de créditos de car-bono ni la venta de vapor (energía térmica). Se espera que estos dos rubros afecten los resul-tados de alguna manera, por lo que requieren ser incluidos en estudios a nivel de factibilidad.

Con los antecedentes mencionados se llegó a determinar que el costo de producción de energía eléctrica con hidrógeno es de aproxi-madamente 266 USD/MWh. El análisis de sen-sibilidad mostró que, si el hidrógeno costara solamente 2,14 USD/kg, el costo de generación de energía podría bajar a aproximadamente 189 USD/MWh. El costo de producción de ener-gía hidroeléctrica en el país se ubica alrededor de 25 USD/MWh. Se observa que el costo de generación de energía eléctrica usando hidró-geno no es competitivo con la generación de energía eléctrica en las condiciones actuales de nuestro país. Sin embargo, el análisis efec-tuado muestra opciones que a futuro pueden ser de interés. Por lo pronto, los usos discutidos como materia prima o rubro para la refinación de petróleo presentan interés más práctico en la actualidad.

4.16 / Implicaciones socio-ambienta-les del proyecto de producción y uso de hidrógeno

La puesta en práctica de cualquiera de las pro-puestas presentadas en el presente capítulo puede traer importantes beneficios sociales. Dichos beneficios se pueden clasificar en di-rectos e indirectos. La creación de fuentes de mano de obra directa e indirecta necesaria para la operación de cada propuesta es el pri-mer beneficio social resultante de la implanta-ción del proyecto de producción y uso de hidró-geno. Detalles del método usado para evaluar este impacto pueden ser consultados en Pe-laez-Samaniego (2009).

Como es lógico, cada uso de hidrógeno impacta de diferente manera. Por ejemplo, debido a que solamente se sustituye un tipo de bus por otro, en la propuesta de uso de hidrógeno en la flota de buses no hay creación de fuentes de trabajo para conductores, aunque la producción del hi-drógeno con seguridad genera nuevas fuentes de trabajo. Respecto a los beneficios sociales indirectos, no es sencillo aplicar una metodo-logía que permita cuantificarlos. No obstante, es importante señalar algunos aspectos resul-tantes de la ejecución de los proyectos en cues-tión, como se presenta a continuación:

a) Es importante la capacitación que se ad-quirirá en áreas especializadas en el tema del hidrógeno, con la perspectiva de servir de semillero para difundir conocimiento y experiencia en el área dentro del país.

b) La ejecución de cualquiera de las pro-puestas creará condiciones para que nue-vos servicios sean ofertados alrededor de la producción y uso del hidrógeno: obras civiles, transporte, alimentos, laborato-rios, infraestructura educativa, etc.

c) La producción de hidrógeno a partir del agua, aprovechando energía eléctrica ex-cedente, educa socialmente a los ecuato-

203


rianos en la cultura de la diversificación y optimización de los recursos del país. Este aspecto, a su vez, permitirá dar robustez y flexibilidad al sistema integrado de pro-ducción energética nacional, debido a la posibilidad producir hidrógeno electrolí-tico a partir de energía eléctrica obtenida de fuentes renovables no convencionales (eólica, solar, etc.)

d) Formación de capital humano a nivel de pregrado y postgrado en las univer-sidades ecuatorianas, particularmente de aquellas localizadas en la zona de influencia de las centrales hidroeléctri-cas. Esto implica involucrar a las uni-versidades de forma objetiva y activa en el desarrollo científico y tecnológico del país.

e) Se crearán condiciones para el desarrollo de varios trabajos académicos alrededor de la producción y uso del hidrógeno y sus consecuencias sociales, económicas y ambientales. Particularmente, se espe-ra que varios trabajos de tesis a nivel de pregrado y postgrado sean desarrollados sobre el tema.

f) Será posible la creación de Centros de In-vestigación para desarrollar la Ciencia, la Tecnología y la Aplicación del Hidrógeno. Este aspecto es notorio en todas las pro-puestas discutidas, pero es relevante en la industria basada en el hidrógeno: produc-ción de amoníaco, refrigeración ecológica e hidro-tratamiento del petróleo.

g) El hidrógeno puede arrastrar el desarro-llo de otras energías renovables, particu-larmente eólica y solar, dando paso a la producción de equipos de “tecnología lim-pia” dentro del país. Esto puede ser conse-cuencia de la incursión de las empresas de energía en nuevas opciones energéti-cas renovables.

h) Fomenta el desarrollo de un parque auto-motor híbrido, con el empleo de hidróge-no y de electricidad.

i) La producción de hidrógeno electrolítico impacta favorablemente sobre el medio ambiente, al producir agua como residuo de su uso, y al producir oxígeno como sub-producto. El empleo de este último tiene un impacto social enorme, pues puede ser aprovechado por industrias u hospitales, a precios muy bajos, o para “rejuvenecer” ríos y represas.

Como se ha mencionado, es difícil cuantificar los impactos indicados. No obstante, ignorarlos impli-ca no dimensionar adecuadamente las enormes repercusiones positivas indirectas del proyecto.

La incursión en la tecnología de producción y uso del hidrógeno permitirá al país dejar de depender de técnicos extranjeros para que nos inicien en el tema. Históricamente, Ecuador se ha caracterizado por esa dependencia en mu-chos campos. Esta puede ser una oportunidad para vincular al Estado, las empresas de pro-ducción de energía (tanto públicas como priva-das) y las universidades en un gran proyecto, que a futuro puede permitir no solo aprovechar tecnologías externas, sino buscar la produc-ción de equipos dentro del país.

4.17 / Aspectos relacionados con la creación de una planta piloto

La futura puesta en práctica de cualquier al-ternativa analizada pudiera verse favorecida si, en una etapa exploratoria-demostrativa, de divulgación y de generación de experiencias, CELEC E.P., a través de su Unidad de Negocio Hidropaute, crea una planta piloto para produ-cir y usar hidrógeno electrolítico. La alternati-va que pudiera ser llevada a la práctica a corto plazo consiste en comprar, instalar y operar una pequeña planta de cogeneración, dentro de la propia Unidad de Negocio Hidropaute.


204

Basado en lo discutido en las secciones ante-riores, se puede pensar que una planta para este propósito pudiera constar de uno o varios electrolizadores y una o varias células a com-bustible que, trabajando de manera sincroni-zada, permitan generar energía eléctrica y ob-tener calor. El calor podría ser empleado para, por ejemplo, calentar agua y/o para cocción de alimentos dentro del campamento de la misma hidroeléctrica.

En escala demostrativa, la capacidad de la plan-ta puede ser baja, y se puede operar una célula a combustible de 250 kW de energía eléctrica (más 250 kW de energía térmica) tipo PAFC, acoplada, por ejemplo, con un electrolizador Norsk Hydro 5020. Una celda de hidrógeno de este tipo puede ser ubicada en un espacio físico de, aproximadamente, 3 x 3 x 5.5 m. La produc-ción de hidrógeno permite operar dicha celda de hidrógeno de manera continua. Un sistema parecido se ha instalado en la ciudad de Nueva York, para producir hidrógeno a partir de me-tano obtenido en un sistema de biodigestión (UTC, 2009b). Otro ejemplo de un sistema simi-lar al de esta propuesta, con capacidad de 200 kW, se ha instalado en la Compañía Paranaen-se de Energía, en Brasil, también para efectos demostrativos. La célula a combustible ya

viene equipada con un conversor de corriente (la energía obtenida ya es corriente alterna). En la Figura 4.15 se muestra un esquema y las dimensiones exteriores aproximadas de una planta de este tipo.

En el esquema de la Figura 4.15 se ha incluido un sistema de almacenamiento de pequeña ca-pacidad, con el objetivo de almacenar cantida-des menores de hidrógeno (a baja presión). La operación del sistema exige que, para alimen-tar de forma continua a la celda de combusti-ble, el electrolizador deberá trabajar también de manera continua a un 56 % de su capacidad. Este resultado se desprende tomando para el análisis la información correspondiente a un electrolizador Modelo 5020, que puede producir de 4,5 a 13,5 kg/h de hidrógeno, y de un balan-ce de energía que permita producir 250 kW de energía eléctrica, partiendo del PCI del hidró-geno (120 kJ/kg). El electrolizador debe estar dentro de un pequeño galpón o área cubierta, no así la célula a combustible, que puede estar ubicada al aire libre.

Los aspectos económicos a tener en cuenta en el montaje de la planta piloto indicada tienen que ver, fundamentalmente, con los costos de los equipos, la infraestructura civil, más gastos

Figura 4.15 / Esquema de la posible distribución de una planta de cogeneración de 250 kWe+250 kWt, basada en el empleo de hidrógeno como combustible (espacio no incluye áreas de carga/descarga, almacenamiento, oficinas, etc.)

SISTEMA DECOGENERACIÓN

Ele�rolizadorNorsk Hydro

5020

H2 Célula deHidrógenoTipo PAFC

Energíaelé�rica250 kW

Si�ema dealmacenamiento

de peqieñascantidades de H2

Energía calorífica250 kW

12 m

10 m

205


de puesta en marcha y capacitación. Estos ele-mentos necesitan ser analizados en las condi-ciones presentes.

Un elemento que vale resaltar respecto a la ins-talación de una planta piloto es el impacto que va a provocar, pues se estaría mostrando a la sociedad la viabilidad, confiabilidad y factibi-lidad de los sistemas basados en el hidrógeno, así como dará la posibilidad de crear conoci-mientos y experiencia locales en el manejo de los mismos. La repercusión futura puede ser alta, debido a que se mostrará que es una opción energética no solamente para aprovechar ener-gía hidráulica excedente, sino también energía solar y eólica que, debido a su carácter aleatorio, deben recurrir a formas de energía que permi-tan ser almacenadas y, simultáneamente, per-mitan practicar otros usos, donde el hidrógeno va a jugar un papel trascendental. La actual alta dependencia en recursos hídricos ha conducido a crisis de energía en Ecuador, aspecto que debe ser un motivo para la búsqueda de alternativas viables. Esto debe ir de la mano con una nueva filosofía de las empresas de energía: expandir su campo de acción hacia otras formas de energía sostenibles.

4.18 / Consideraciones finales sobre este capítulo

Varios factores conducen a la búsqueda de nue-vas fuentes de energía en el mundo. Entre ellos es indiscutible la importancia que representa el aspecto ambiental. Motivados por esto, muchos países están promoviendo la exploración de nuevas fuentes energéticas, ya sea para la gene-ración de energía eléctrica, como combustible para el sector del transporte o para sustituir quí-micos y materias primas derivadas del petróleo y de otros fósiles. El hidrógeno aparece como una alternativa importante para diversificar la oferta de combustibles y de materias primas, por lo que tanto gobiernos como universidades y centros de investigación alrededor del mundo han mostrado enorme interés en el tema.

Dentro de las tecnologías para obtener hidróge-no se desataca la electrólisis del agua, aprove-chando energía que de otra manera se perdería por efecto de evacuaciones de agua sin turbinar en las hidroeléctricas, o aprovechando energía disponible en horarios de baja demanda cuan-do la generación proviene de eólica y/o solar. En este contexto, este trabajo ha analizado las posibilidades de producir hidrógeno electrolíti-co aprovechando el caudal vertido por la Uni-dad de Negocio Hidropaute. No obstante, los re-sultados se adaptan a un análisis más general respecto a la posibilidad de producir hidrógeno electrolítico, siempre que se disponga del insu-mo: energía eléctrica.

De los usos posibles del hidrógeno: a) como materia prima para la producción de amonía-co (en Guayaquil), b) como insumo en la refi-nación de petróleo (en Esmeraldas), c) como combustible en vehículos con células a com-bustible (en Cuenca); y, d) para la generación de energía eléctrica en sistemas de cogeneración (en el sitio de la hidroeléctrica), se ha visto que todos estos usos tienen potencial. Sin embar-go, el de mayor perspectiva a corto plazo po-dría ser como combustible vehicular. Aspectos técnicos relacionados con estos usos han sido discutidos ampliamente: tamaño de la flota de buses que trabajaría con hidrógeno, logística de distribución y abastecimiento, infraestruc-tura, aspectos requeridos para la generación de energía eléctrica, dimensionamiento de la planta de generación, entre otros aspectos. No obstante, dicha flota va a ser viable si los costos de los buses o hidrógeno disminuyen significa-tivamente.

Se sugiere analizar la posibilidad de contar con un suministro constante de energía eléctrica durante todo el día, valiéndose de otras fuen-tes de energía (solar, eólica, etc.) en las que podrían incursionar empresas de generación eléctrica como la Unidad de Negocio Hidro-paute. El costo de producción obtenido con la planta de electrólisis operando de forma con-tinua permite pensar en la posibilidad de ofer-


206

tar, en un futuro cercano, hidrógeno a precios competitivos, lo que puede resultar atractivo para algunas industrias nacionales y extran-jeras, así como la posibilidad de refinar pe-tróleos de baja calidad o producir amoníaco y subproductos.

La incursión de la Unidad de Negocio Hidro-paute, y del país en general, en proyectos como los propuestos en el presente capítulo puede tener un gran impacto a futuro, por lo que, a pesar de no presentar atractivo económico vi-sible en la actualidad, la internalización de los costos ambientales y la necesidad de diversifi-car la producción de energía deben conducir a la empresa a analizar la conveniencia no solo de producir hidrógeno electrolítico, sino de otras formas de energía limpias y renovables, contribuyendo de esta manera al desarrollo económico y tecnológico del país, y a mante-ner una buena imagen de compromiso social y cuidado del ambiente.

La producción de hidrógeno electrolítico por sí sola, sin un uso definido y fijo, no parece via-ble a corto plazo (no menos de 5 años), sin em-bargo poseer esta tecnología podría posicionar al Ecuador para ser uno de los líderes en este campo cuando la tecnología de celdas combus-tibles madure o cuando la demanda de hidró-geno aumente en el país. Por esto, es recomen-dable la construcción de una pequeña planta piloto (con uno o dos electrolizadores peque-ños) para la producción de hidrógeno en cen-trales de generación como la Unidad de Nego-cio Hidropaute, conforme algunas directrices que se han señalado en el trabajo. Este aspecto permitirá ganar experiencia y conocimientos en la operación de estos sistemas, con el fin de que a futuro se pueda implantar unidades más grandes que pudieran estar acopladas con plantas eólicas y solares. Esta planta piloto po-dría ser parte de un proyecto más grande para desarrollar un centro de investigación de ener-gías renovables (energía eólica, solar, biomasa) en la provincia del Azuay, buscando desarrollar nuevas estrategias para el desarrollo de ener-

gías renovables y una industria química verde en el Ecuador.

El desarrollo de la tecnología del hidrógeno en el Ecuador podría tener efectos multipli-cadores que deben ser analizados cuidadosa-mente. Esta tecnología podría tener un efecto catalítico para el desarrollo de la energía solar y eólica en el país. En particular el desarrollo de la energía eólica y solar es muy compatible con la forma de operar de la Unidad de Negocio Hidropaute y se podrían complementar muy bien. La existencia se celdas electrolíticas para producir hidrógeno favorecerían el desarrollo de estas tecnologías renovables que también requieren sistemas similares para absorber/amortiguar las fluctuaciones en la producción de energía durante el día y la noche. Por otro lado, poseer tecnologías para producir hidró-geno en el Ecuador haciendo uso de energía renovable puede conducir al desarrollo de una industria química nacional (hidrotratamiento de petróleos pesados, producción de fertilizan-tes, etc.) que podría hacer uso del hidrógeno “verde”. En este sentido, se recomienda dar un enfoque más global a la oportunidad de incur-sionar en la tecnología del hidrógeno, involu-crando a otros sectores de la sociedad, como universidades, empresas del Estado, inversio-nistas privados y al gobierno en general, a tra-vés de los diferentes ministerios y secretarías relacionadas con el tema.

Aunque el uso de hidrógeno para transporte ur-bano de pasajeros no será viable hasta que los precios de los buses sean más bajos, sería va-lioso pensar, en caso de disponer de hidrógeno, en las ventajas que puede tener la operación de al menos un vehículo con esta tecnología, con la finalidad de crear conciencia social sobre el potencial que ofrece este combustible y, sobre todo, ganar experiencia y conocimientos en el tema. Asimismo, se ha demostrado los subsi-dios a la energía, particularmente al diésel para buses, influyen directamente en los costos de cada kilómetro recorrido y en los parámetros de comparación entre buses a diésel e hidrógeno,

207


y pueden ser decisivos a futuro para concluir sobre la viabilidad económica de un proyecto de uso del hidrógeno en buses de transporte urbano. Por ello, la existencia de políticas que permitan una “competencia leal” entre dife-rentes tipos de energía es una necesidad en el país. Finalmente, los resultados del análisis económico de la generación de energía usando hidrógeno muestran que una asignación ma-yor de costo al oxígeno podría disminuir el del hidrógeno. Esto es posible en condiciones de la existencia de un mercado consumidor de oxí-geno, por lo que se recomienda tener en cuenta la ventaja de producir hidrógeno en lugares con potenciales consumidores de oxígeno.

Agradecimiento

Este capítulo ha sido adaptado y actualiza-do del informe de un trabajo de consultoría (Proyecto CELEC-HP-002-2009-CDC), dirigido por M.R.Pelaez-Samaniego. Los autores deja-mos constancia de nuestro agradecimiento a CELEC-Unidad de Negocio Hidropaute por la apertura a la publicación de estos resultados y por el financiamiento para la ejecución del trabajo.


1. Al-Baghdadi M.A.S., The safe operation zone of the spark ignition engine working with dual re-newable supplemented fuels (hydrogen+ethyl alcohol). Renewable Energy J 2001; 22(4):579–83.

2. Al-Baghdadi, M.A.S., Hydrogen–ethanol blending as an alternative fuel of spark ignition engi-nes, Renewable Energy 28 (2003) 1471–1478.

3. Al-Baghdadi, M.A.S., Performance study of a four-stroke spark ignition engine working with both of hydrogen and ethyl alcohol as supple-mentary fuel. International Journal of Hydro-gen Energy 2000; 25(10):1005–9.

4. Al-Baghdadi, M.A.S., Al-Janabi HAS. Improvement of performance and reduction of pollutant emission of a four stroke spark ignition engi-ne fueled with hydrogen–gasoline fuel mix-ture. Energy Conversion and Management 2000;41(1):77–91.

5. Alliance Power, 2009: Alliance Power Inc. Empre-sa especializada en implementación de pro-yectos de energía. Disponible en http://www.alliancepower.com/frprojects.html Acceso en Octubre, 2009.

6. Ally, J., Pryor, T., Accelerating hydrogen imple-mentation by mass production of a hydrogen bus chassis, Renewable and Sustainable Ener-gy Reviews, Volume 13, Issue 3, April 2009, Pa-ges 616-624

7. Almeida, T., Analise e Quantificação da Energia Vertida Turbinavel no Sistema Sudeste Brasi-leiro, Monografia de Trabalho Final de Curso submetida ao Departamento de Engenharia Elétrica do Curso de Graduação do Centro Fe-deral de Educação Tecnológica do Rio de Ja-neiro, CEFET/RJ, 2003, 80 p.

8. Almeida, A.T., et al., Distributed Generation and Demand-Side Management, in: KREITH, F. and GOSWAMI, Y.D. (Editors), Handbook of Energy Efficiency and Renewable Energy, CRC Press, Boca Raton, FL, 2007

9. Altamirano, C., Refinería La Libertad, Comunica-ción personal, Julio de 2009.

10. ANSI, Hydrogen Codes and Standards Portal, Dis-ponible en en sitio web: http://hcsp.ansi.org/, Acceso en Octubre de 2009.

11. Araújo, P., Impactos ambientais e na matriz de consumo de combustíveis pela introdução de uma frota de veículos leves com células a combustível na cidade de São Paulo – SP. Dis-seratação (Mestrado). Faculdade de Engenha-ria Mecânica, UNICAMP, Campinas, 2004.

12. Automotive Fleet, Hythane Calibration Certified for Ford 6.8L V10 Engines, http://www.automo-tive-fleet.com/Channel/Green-Fleet/News/Story/2009/08/Hythane-Calibration-Certifie-d-for-Ford-6-8L-V10-Engines.aspx, Acceso en Septiembre y Octubre de 2009.


208

13. Balat, M., Potential importance of hydrogen as a future solution to environmental and trans-portation problems, international journal of hydrogen energy 33(2008) 4013 – 4029

14. Belli, M., Inventors.Innovation for the 21st cen-tury.Disponible en http://inventors.about.com/od/fstartinventions/a/Fuel_Cells.htm Acesso em Maio, 2007.

15. Bıyıkoglu, A., Review of proton exchange mem-brane fuel cell models. International Journal of Hydrogen Energy, 30: 1181 – 1212, 2005.

16. Bockris, J., Reddy, A., Modern Electrochemistry. Segunda Edição. Kluwer Academic. Plenum Publishers, New York, 2000.

17. Brisse, A., Schefold, J., Mohsine Z., High tempera-ture water electrolysis in solid oxide cells, International Journal of Hydrogen Energy 33 (2008) 5375 – 5382.

18. Camargo, J.C., O etanol como Fonte de Hidrogê-nio para Células a Combustível na Geração Distribuída de Energia Elétrica Tese (Doutora-do em Planejamento de Sistemas Energéticos) – Faculdade de Engenharia Mecânica. 151 p. Unicamp, Campinas, 2004.

19. Castellan, G., Fisicoquímica. Segunda Edição. Ad-dison-Wesley Iberoamericana, USA, 1987.

20. CELEC EP, 2012. Informe Anual de Gestion Central Hidroelectrica Paute Mazar 2011 (Retrieved March 12,2013, from: http://www.celec.com.ec.

21. CONELEC, Balance de la Energía Total Producida e Importada, Año 2006, Disponible en el sitio web: http://www.conelec.gov.ec/

22. CONELEC, Estadística del Sector Eléctrico Ecua-toriano 2007, Quito, 2008.

23. CONELEC, Plan Maestro de Electrificación 2012–2021. Available at: www.conelec.gob.ec. Ac-cessed April 14th, 2013.

24. CUTE. Clean Urban of Transport for Europe. Ge-neral Introduction Brochure. Comisión Euro-pea, Alemania, 2003. 28p.

25. DOE, U.S. Department of Energy, Fuel Cell Han-dbook, Seventh Edition, National Energy, Technology Laboratory, West Virginia, USA, 2004.

26. DOE, Safety, 2009: Department of Energy of Unit-ed States. Página oficial de la institución. Do-cumento de seguridad sobre el Hidrógeno. Disponible en http://www.hydrogen.energy.gov/safety.html Acceso en Octubre, 2009.

27. DOE, Fossil Energy, 2009: Department of Energy of United States. Página oficial de la institu-

ción. Artículos sobre energías convencionales y alternativas.Disponible en http://fossil.ener-gy.gov/ Acceso en Octubre, 2009.

28. DOE, Hydrogen, Fuel Cells & Infrastructure Tech-nologies Program Multi-Year Research, Devel-opment and Demonstration Plan Planned pro-gram activities for 2005-2015, US Department of Energy, April 2009.

29. EIA, Energy Information Administration, The Im-pact of Increased Use of Hydrogen on Petro-leum Consumption and Carbon Dioxide Emis-sions,Report #: SR-OIAF-CNEAF/2008-04, http://www.eia.doe.gov/oiaf/servicerpt/hydro/appendixc.html

30. Eudy, L., Parish, R., Leonard, J., Hydrogen fuel cell bus evaluation, National Renewable Energy Laboratory (Golden, CO) and Arthur D. Little- Acurex Environmental (Fullerton, CA), 2005.

31. FCSensor, 2009: Empresa de detectors de fuga de gases. Hydrogen Leak Detector for Vehicle Fuel Cell Applications.Disponible en http://fuelcellsensor.com/ Acceso en Oc-tubre, 2009.

32. Fahmy, F.H., Abdel-Rehim, Z.S., Hydrogen Gas Production and Utilization as Electricity Using a Renewable Energy Source. Energy Sources, v.21, n.7: 629-641. USA, 1999.

33. Ferreira, P., Infra-estrutura para Uso Energético do Hidrogênio: Estações de Abastecimento para Veículos, Tese (Doutorado). Faculdade de En-genharia Mecânica, UNICAMP, Campinas, 2007.

34. Fuel Cells. O centro de informação em linha de células de combustível. Benefícios das células de combustível. Disponível em http://www.worldwide.fuelcells.org/ Acesso em Maio, 2007.

35. Fuelcell, Pilas de combustible de ácido fosfórico – PAFC, Disponible en el sitio web: http://www.fuelcell.no/fuel_cell_types_pafc_es.htm. Ac-ceso en Julio 30 de 2009.

36. FC Handbook, 2004: Fuel Cell Handbook. Seventh Edition, National Energy Technology Labora-tory, West Virginia, USA, 2004.

37. Fuelcellstore. Informações varias sobre células a combustível. Disponível em www.fuelcellsto-re.com Acesso em Fevereiro, 2007.

38. Fuel Cell Technology Scan, Disponible en el sitio web:http://www.geocities.com/pemnq/fuelce-ll.html. Acceso en Julio 30 de 2009.

39. Galeano, M.O., Estudo da viabilidade técnica e econômica do aproveitamento da energia ver-

209


tida turbinável da usina hidrelétrica de Itaipu para a síntese de amônia para fertilizantes nitrogenados, Workshop Internacional sobre Hidrogênio e Células a Combustível WICaC 2008, Campinas, SP., Brasil, 23 de Septiembre de 2008.

40. Gambetta, F., Silva, E.P., Produção de hidrogênio eletrolítico nos horários fora de ponta e sua utilização como vetor energético nos horá-rios de ponta através do uso de células a com-bustível, 4° Workshop Internacional sobre Hidrogênio e Células a Combustível WICaC 2008, Campinas, SP., Brasil, 23 de Septiembre de 2008.

41. Garcia-Perez, M., Reformación catalítica de ga-ses derivados del petróleo para la producción de hidrógeno, Tesis de Maestría en Ingeniería de Procesos, Universidad de Oriente, Cuba, 1997.

42. H2scan, 2009: Empresa especializada en equipa-mientos de seguridad para uso de Hidrógeno. Disponible en http://www.h2scan.com/ Acce-so en Octubre, 2009.

43. Hansen, A.C., The international oil price and hy-drogen Competitiveness, EECG RESEARCH PAPERS, Research Paper no. 1/07 (2007), ISBN: 978-87-7349-696-1

44. HCSP, 2009: Hydrogen Codes and Standards Por-tal. Disponible en http://hcsp.ansi.org/Acceso Octubre, 2009.

45. Helmolt, R., Eberle, U. Fuel cell vehicles: Status 2007. International Journal of Power Sources. 165: 833–843, 2007.

46. Hemery, D., Debeir J.C., Deleage J.P., Una historia de la energía, Editora Universidad de Brasilia, Versión en portugués, Traducción de Sergio de Salvo Brito, 1993 (Título original en francés: Les servitudes de la puissance: une histoire de l’energie)

47. HIDROPAUTE, Hidropaute 2008. Divulgación de resultados de la gestión del año 2008 (en CDRom)

48. Hoffman, E., Hidrogênio, Evoluir sem poluir: a era do hidrogênio, das energias renováveis e das células a combustível. Curitiba, Brasil, 2005.

49. Holladay, J.D, J. Hu, D.L. King, Y. Wang, An over-view of hydrogen production technologies, Catalysis Today 139 (2009) 244–260

50. Hydrogen, Disponible en el sitio web: http://www.hydrogen.co.uk/h2/h2_page2.htm. Acceso 10 de Septiembre de 2008

51. Hydrogen Bus Alliance, http://www.hydrogen-busalliance.org/IndustryDialogue.pdf

52. Hydrogenics, HyPM™ XR Fuel Cell Systems. Dispo-nible en el sitio web: http://www.hydrogenics.com/fuel/ups. Acceso en Agosto 1 de 2009.

53. Hythane, Hythane and the Hydrogen Economy, Disponible en el sitio web: http://www.hytha-ne.com/economy.html, Acceso en Septiembre de 2009.

54. IPE, Instituto de Planeamiento Estratégico, Glo-bal Trends 2015 – Energía, disponible en el sitio web: http://www.agendaestrategica.com.ar/EstrategiaDetalles.asp?IdMaterial=699, ac-ceso en diferentes fechas. 2008

55. ISO, 2009: International Organization for Stan-dardization. Página oficial de la institución.Disponible en http://www.iso.org/ Acceso en Octubre, 2009.

56. Ivy, J., Summary of Electrolytic Hydrogen Pro-duction, Milestone Completion Report, NREL, Golden, CO, 2004

57. Larminie, J., Dicks, A., Fuel Cell Systems Ex-plained. Second Edition, Wiley Editorial, En-gland, 2003

58. Lipman, T.E., What will power the hydrogen economy? Analysis and report prepared for the Natural Resources Defense Council. Pu-blication no. UCD-ITS-RR-04-10. University of California; July 12, 2004.

59. MAGAP, Ministerio de Agricultura, Ganadería, Acuacultura y Pesca del Ecuador. Estadísticas de las importaciones de abonos fertilizantes al Ecuador. Período 2001–2012. 2013.

60. MEER, Ministerio de Electricidad y Energía Re-novable, Matriz Energética del Ecuador al 2020, Disponible en el sitio web: http://www.meer.gov.ec, Acceso en Julio 10 de 2009.

61. Municipalidad de Cuenca, Flota vehicular califi-cada, Disponible en el sitio web: http://www.municipalidadcuenca.gov.ec, Acceso en dife-rentes fechas, 2009.

62. Nagano, S., Kitajima, T., Yoshida, K., Kazao, Y., Ka-bata, Y., Murata, D., Nagakura, K., Development of World’s Largest Hydrogen-Cooled Turbine Generator, Power Engineering Society Sum-mer Meeting, 2002 IEEE (2): 657–663), Chica-go, IL. DOI: 10.1109/PESS.2002.1043376

63. Ni, M., Leung, M.K.H., Sumathy, K., Leung, D.Y.C., Potential of renewable hydrogen production for energy supply in Hong Kong, International Jour-nal of Hydrogen Energy 31 (2006) 1401 – 1412


210

64. NREL. Distributed Hydrogen Production from Natural Gas. National Renewable Energy Lab-oratory, U.S Department of Energy Hydrogen Program, 2006. 19p.

65. Norsk Hydro. Informações várias da empresa. Disponível em http://www.rgesd-sustcomm.org/RenewIslands/Spanish/ES_Consortium.htm Acesso em Agosto, 2007.

66. OECD/IEA. Hydrogen & Fuel Cells. Review of Na-tional R&D Programs. International Energy Agency, 2004. 208p.

67. Parker, A., Contaminación del aire por la indus-tria, Editorial Reverte, Barcelona,

68. Phillips-Nania, E., CU, RTD and the cost of a Hy-drogen Bus Fleet.Universidad de Colorado, USA, abril, 2006. Disponible en el sitio web: http://www.colorado.edu/physics/phys3070/phys3070_sp06/rtd.pdf, Acceso en Noviembre 4 de 2009.

69. Peláez-Samaniego, M.R., M. Garcia-Perez, L.A.B. Cortez, J. Oscullo and G. Olmedo: Energy Sec-tor in Ecuador: Current Status. Energy Poli-cy 35 (2007) 4177-4189. Available online at: doi:10.1016/j.enpol.2007.02.025

70. Pelaez-Samaniego, M.R., 2009. Factibilidad de pro-ducción de hidrógeno electrolítico en la Unidad de Negocio Hidropaute, Informe del Proyecto de Consultoría CELEC-HP-002-2009-CDC.

71. Pelaez-Samaniego, M.R., Riveros-Godoy, G., To-rres-Contreras, S., Garcia-Perez, T., Albornoz, E., 2014. Production and use of electrolytic hydrogen in Ecuador towards a low carbon economy, Energy, 64: 626–631, doi 10.1016/j.en-ergy.2013.11.012.

72. PRAXXAIR, Praxair to build Hydrogen Plants, Newsroom 2001, http://www.praxair.com/prax-air.nsf/d63afe71c771b0d785256519006c5ea1/bc39c9eed719c4f185256af100681fc6?OpenDoc-ument&Highlight=2,hydrogen,fuling.

73. Prince-Richard, S., Whale, M., Djilali, N., A tech-no-economic analysis of decentralized elec-trolytic hydrogen production for fuel cell vehicles, International Journal of Hydrogen Energy 30 (2005) 1159-1179.

74. Pudukudy, M., Yaakob, Z., Mohammed, M., Na-ranayan, B., Sponian, K., 2014. Renewable hy-drogen economy in Asia - Opportunities and Challenges: An Overview, Renewable and Sus-tainable Energy Reviews, 30: 743-757.

75. Rafiqul, I., Weber, C., Lehmann, B., Voss, A., Energy efficiency improvement in ammonia produc-

tion-perspectives and uncertainties. Energy 30, 2005, 2487-2504.

76. Ren, J., Gao, S., Tan, S., Dong, L., Scipioni, A., Mazzi, A., 2015. Role prioritization of hydrogen pro-duction technologies for promoting hydrogen economy in the current state of China, Re-newable and Sustainable Energy Reviews, 41: 1217-1229.

77. Renewable Energy World, Fuel Cell Power at Four Hotels Totals 2.25 MW, Disponible en:

78.http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2005/10/fuel-cell-power-at-four-hotels-totals-2-25-mw-37415, Acceso en No-viembre 3 de 2009.

79. Riveros, G., Aproveitamento da Energia Vertida Turbinável da UHE Itaipu para uso em ônibus a hidrogênio: estudo de caso em Foz do Igua-çu, Tesis de Maestria, UNICAMP, Brasil, 2007.

80. Richa Kothari, D. Buddhi, R.L. Sawhney, Renew-able and Sustainable Energy Reviews 12 (2008) 553–563

81. Rifkin, J.A., A economia do hidrogênio, M. Books do Brasil. São Paulo, 2003.

82. Rivera, S., MAGAP-Guayaquil, Comunicación per-sonal, Julio de 2009.

83. Rostrup-Nielsen, J.R., Rostrup-Nielsen, T., Lar-ge-scale hydrogen production, Feature, Vol 4, 2002

84. Santos Jr, A.F., Análise Da Viabilidade Econômica da Produção de Hidrogênio em Usinas Hidre-létricas: Estudo de caso em Itaipu, Dissertação (Mestrado). Faculdade de Engenharia de Pro-dução, Universidade Estadual de Santa Catari-na, Florianópolis, 2004.

85. Saxe, M., Alvfors, P., Advantages of integration with industry for electrolytic hydrogen pro-duction, Energy 32 (2007) 42–50

86. Schäfera, A., Heywoodb, J.B., Weissc, M., Future fuel cell and internal combustion engine au-tomobile technologies: A 25-year life cycle and fleet impact assessment Energy 31 (2006) 1728–1751

87. Sher, E., Hacohen, Y., Measurements and predic-tions of the fuel consumption and emission of a spark ignition engine fueled with hydro-gen-enriched gasoline. Proc Inst Mechanical Engineering, 1989;203:155–62.

88. Sherif, S.A., et al., Hydrogen Energy Technologies, in: KREITH, F. and GOSWAMI, Y.D. (Editors), Handbook of Energy Efficiency and Renew-able Energy, CRC Press, Boca Raton, FL, 2007.

211


89. Schoots, K., Ferioli. F, Kramer, G.J., van der Zwaan, B.C.C., Learning curves for hydrogen produc-tion technology: An assessment of observed cost reductions, International Journal of Hy-drogen Energy 33 (2008) 2630–2645.

90. Simbeck, D., Chang, E., Hydrogen Supply: Cost Estimate, Contract No: DE-AC36-99GO10337 (2002)

91. Suresh, B., Fujita K., Amonnia, SRI Consulting, Published July 2007, Disponible en el sitio web: http://www.sriconsulting.com/CEH/Public/Reports/756.6000/

92. Suresh, B., et al., Hydrogen, SRI Consulting, Pub-lished July 2007, Disponible en el sitio web: http://www.sriconsulting.com/CEH/Public/Reports/743.5000/

93. Kato, T., Kubota, M., Kobayashi, N., Suzuoki, Y., Ef-fective utilization of by-product oxygen from electrolysis hydrogen production, Energy 30 (2005) 2580–2595.

94. Treehugger, Hydrogen Wars: Episode II, Disponi-ble en el sitio web: http://www.treehugger.com/files/2005/06/hydrogen_wars_e_1.php#ch01, Acceso en Julio 20 de 2009.

95. Thomas, C.E., Fuel cell and battery electric vehi-cles compared, International Journal of Hy-drogen Energy (2009): 1–16.

96. U.S. Department of Energy. Fuel Cell Handbook. Seventh Edition, National Energy Technology Laboratory, West Virginia, USA, 2004.

97. UTC Power, Fuel cells in buses, Disponible en el sitio web: http://www.utcpower.com/fs/com/bin/fs_com_Page/0,11491,0152,00.html. Acce-so en Octubre 20 de 2009.

98 UTC Power, United Technologies Corporation (2009a). Página oficial de la empresa. Dispo-nible en http://www.utcpower.com/ Acceso en Octubre, 2009 .

99. UTC Power, The New York Power Authority (NYPA) - a Green Power Pioneer (2009b), Dis-ponible en: http://www.utcpower.com/fs/com/Attachments/NYPA%20ADG.pdf, Acceso en Octubre de 2009.

100. Villacreses, J., Refinería Esmeraldas, Comunica-ción personal, Julio de 2009.

101. Winter, C.-J., Hydrogen energy-Abundant, effi-cient, clean: A debate over the energy-sys-tem-of-change, International Journal of Hy-drogen Energy ( 2 0 0 9 ) 1 – 5 2, In Press.

102. Xianguo Li, Fuel Cells, in: KREITH, F. and GOSWAMI, Y.D. (Editors), Handbook of Energy Efficiency and Renewable Energy, CRC Press, Boca Raton, FL, 2007.

103. Yang, C., Ogden, J., Determining the lowest-cost hydrogen delivery mode, International Jour-nal of Hydrogen Energy 32 (2006) 268 – 286.

212

V / Eficiencia energética y ahorro de energía en el Ecuador

a Departamento de Ingeniería Eléctrica,

Electrónica y Telecomunicaciones,

Universidad de Cuenca, Cuenca-Ecuador

b CELEC E.P., Unidad de Negocio Hidropaute,

Cuenca-Ecuador.


Espinoza Abad, J.L., Martínez Mosquera, P.,

2015. Eficiencia energética y ahorro de energía en el

Ecuador.En: “Energías renovables

en el Ecuador. Situación actual,

tendencias y perspectivas”, Editores: Peláez Samaniego, M.R.



Juan Leonardo Espinoza Abada, Paúl Martínez Mosquerab (*)

5.1 / Introducción

Por eficiencia energética se entienden todos aquellos cambios que con-ducen a una reducción de la energía utilizada para generar un servicio energético dado o un mejor servicio energético (calefacción, ilumina-ción, etc.). Esta reducción en el consumo de energía se atribuye a mejo-ras tecnológicas, a una mejor organización y gestión de un sector dado o a una mayor eficiencia económica del mismo, por ejemplo, a través de incrementos de productividad (BID, 2012). La eficiencia energética es un concepto transversal que impacta a todos los sectores de cualquier eco-nomía del mundo. A nivel internacional, la eficiencia energética es reco-nocida como una de las estrategias más costo-efectivas para enfrentar asuntos complejos como la seguridad energética, el cambio climático, la competitividad y la trasferencia tecnológica (BID, 2012).

Desde un punto de vista técnico-económico, la eficiencia energética se enfoca en la capacidad de una economía para “convertir” sus fuentes primarias y, por tanto, determinar lo que pierde en su transformación y distribución hasta llegar al consumidor. En ese sentido, la eficiencia energética se calcula como el cociente entre el “output” de energía final consumida y los “inputs” de energía primaria empleados en los procesos de transformación energética (Patterson, 1996).

Aunque pudieran citarse definiciones adicionales del término “Eficien-cia Energética”, todas coinciden en su objetivo: la reducción del consumo de energía manteniendo los mismos servicios energéticos, sin afectar nuestro confort y calidad de vida. Un ejemplo sencillo es el relaciona-do con la sustitución de focos convencionales (incandescentes) por los

213

EFICIENCIA ENERGÉTICA Y AHORRO DE ENERGÍA EN EL ECUADORJuan Leonardo Espinoza, Paúl MartínezV

llamados “focos ahorradores”, que son lámpa-ras fluorescentes compactas de alta eficiencia (CFL, por sus siglas en inglés) o por lámparas LED. Los LED (Light-Emitting Diode) o diodos emisores de luz se usan como indicadores en muchos dispositivos y, últimamente, en apli-caciones de iluminación. Debido a sus altas frecuencias de operación son también útiles en tecnologías de comunicaciones e Internet (Zheludev, 2007). En ambos casos, el nivel de iluminación de un dormitorio u oficina, es de-cir el servicio y confort en dicho espacio no se ve afectado, pero el nivel de consumo energé-tico se puede reducir en un 80 % o más. En el mercado se puede constatar que el nivel de ilu-minación de un foco fluorescente (ahorrador) de 20 vatios (W) de potencia es similar al de un foco incandescente de 100 W, mientras que un foco LED es de dos a tres veces más eficiente que su par fluorescente. A ello se suma el he-cho de que las alternativas eficientes tienen una vida útil promedio de 10.000 horas (CFL) y 50.000 horas (LED) frente a las aproximada-mente 1.000 horas que dura un foco incandes-cente. Al ser energéticamente eficientes, es decir al reducir nuestro consumo de energía, estamos asegurando el abastecimiento, somos más competitivos, a la vez que contribuimos a la protección del ambiente (menor consumo de recursos y menos contaminación). En otras palabras, la eficiencia energética constituye un criterio imprescindible dentro de cualquier en-foque sobre sostenibilidad.

En las últimas décadas, el avance de las tecno-logías relacionadas con la eficiencia energé-tica ha sido notorio, abarcando prácticamen-te todas los sectores y niveles de la actividad humana. En el sector de la transportación, por ejemplo, se tienen vehículos de alta eficiencia en el consumo de energía, tales como las tec-nologías de “Válvulas inteligentes de Tiempo Variable” (VVT-i de Toyota ó i-VTEC de Honda) que utilizan un sofisticado ordenador para mo-dificar el tiempo de entrada de aire a las válvu-

las, respondiendo a las condiciones de conduc-ción y carga del vehículo, proporcionando un par instantáneo del motor, a lo largo de todo el recorrido. Esto permite una mejor aceleración, menor consumo de combustible y, por tanto, menos emisiones. Adicionalmente, desde hace algunos años están ya en el mercado ecuato-riano los vehículos híbridos (gasolina-eléctri-cos) y últimamente están apareciendo los ve-hículos 100% eléctricos y aquellos que utilizan celdas de combustible (hidrógeno). La sección 5.7 aborda el tema de los autos híbridos y eléc-tricos en Ecuador. Así mismo, se viene traba-jando con diseños, productos y materiales más ligeros que demanden menos combustible para su transporte, con lo que se disminuye las emisiones de CO2.

Para el sector residencial, a más de los ya co-nocidos focos ahorradores y lámparas LED, existen en el mercado una amplia gama de electrodomésticos eficientes tales como refri-geradoras, acondicionadores de aire, lavadoras, etc. Hoy en día en el Ecuador, como sucede en muchos otros países, se exige a los vendedores de electrodomésticos cumplir con normas obli-gatorias relacionadas al etiquetado de eficien-cia energética, que compara el consumo de un determinado electrodoméstico con la media de productos similares (Figura 5.1).

Actualmente, también se disponen de pro-gramas o “software” desarrollados específica-mente para calcular o proyectar la demanda energética, que se basan en la simulación de consumos de un domicilio o una industria, a fin de determinar el mejor patrón de consumo que permita ahorrar dinero al momento de pa-gar la planilla.

Adicionalmente, en el sector de la mediana y gran industria, es ahora frecuente la realiza-ción de auditorías energéticas. Una Auditoría Energética es un procedimiento sistemático para obtener un conocimiento confiable del perfil de los consumos energéticos en una ins-talación, identificando y valorando las posibi-

214


lidades de mejora de la eficiencia energética desde el punto de vista técnico y económico. La auditoría puede permitir evaluar las oportu-nidades de ahorro o diversificación de la ener-gía (por ejemplo, el uso de energías renovables o la iluminación natural) y su repercusión en los costos energéticos. En el sector industrial, además, se cuenta con una serie de disposi-tivos que optimizan el consumo de energía: motores de alta eficiencia, controles digitales, inverters, etc. Por ejemplo, el sistema inver-ter, también llamado variable-frequency dri-ve (VFD) permite controlar velocidad y torque de motores de corriente alterna (AC) mediante la variación de la frecuencia y voltaje del mo-tor, según la necesidad (NEMA, 2007). Es un sistema proporcional, a través de un variador de frecuencia, que evita continuos arranques y paradas de motores o compresores, con la con-siguiente reducción del consumo de energía.

También el sector de la construcción ha desa-rrollado soluciones energéticamente eficientes para las edificaciones al mejorar el aislamien-to de los edificios para reducir pérdidas de ca-lor, utilizar la energía solar pasiva (y/o activa) o construir “edificios inteligentes”. Hoy en día se promueve la integración tecnológica en el diseño “inteligente” de una vivienda o edifica-ción, a través de la domótica, entendida como un sistema capaz de automatizar dicho espa-cio mediante redes de comunicación. Así, la domótica abarca aspectos relacionados a ges-tión energética, climatización, seguridad, co-municación, etc. de un emplazamiento, donde los equipos automatizados son agrupados por funciones y tienen la capacidad de comu-nicarse interactivamente a través de un bus multimedia que los integra (Junestrand et al., 2005).

Figura 5.1 / Cómo leer una etiqueta de eficiencia energética. Fuente: MEER, www.energia.gob.ec/plan-de-normaliza-cion-y-etiquetado/


215


En el sector eléctrico en particular, además de la eficiencia que se puede obtener en el lado del consumidor final, existen también criterios y tecnologías a aplicarse a lo largo de todo el Sistema Eléctrico de Potencia – SEP, desde la generación a la distribución. Todo ello se en-marca en lo que se conoce como “smart-grids” o “redes inteligentes”, tema que será abordado con más de detalle al final del presente capítu-lo. (Sección 5.9).

Muchos de los ejemplos citados sobre eficiencia energética tienen importantes ventajas econó-micas. A pesar de requerirse una inversión ini-cial considerable, particularmente en sectores industriales y de grandes edificaciones, son pro-yectos con periodos de retorno de la inversión de cuatro años o menos, lo que representa una tasa de retorno anual de al menos el 25 % y prác-ticamente sin ningún riesgo asociado (Clark II, 1998). A nivel macroeconómico, el costo de aho-rrar un kWh es generalmente más barato que producir la misma cantidad de energía desde el lado de la oferta (Swisher et al., 1997).

Si bien los términos “eficiencia energética” y “ahorro de energía” tienen significados simi-lares y se pueden usar indistintamente, pues ambos buscan la optimización en el consumo de la energía, promoviendo la sostenibilidad económica, ambiental y social, existen una di-ferencia conceptual importante: la eficiencia básicamente apela a la tecnología (entendi-da como ciencias aplicadas), mientras que el ahorro apunta a cambiar el comportamiento personal/colectivo para reducir el consumo de energía. Entre las prácticas más conocidas que llevan al ahorro de energía están:

• Sector transporte: conducir más despacio, caminar o andar en bicicleta, utilizar el transporte público.

• Sector residencial: ducharse adecuada-mente (ahorro de agua), no dejar conec-tados los electrodomésticos, no dejar las luces encendidas al salir de la habitación.

• Sector industrial: realizar el mantenimien-to periódico de los equipos de mayor con-sumo, “aplanar” la curva de demanda, uti-lizar luz natural en las naves industriales.

“Tanto la tecnología disponible, como los hábi-tos responsables, hacen posible un menor con-sumo de energía, mejorando la competitividad de las empresas y la calidad de vida de las per-sonas” (IDAE, 2013). Sin embargo, la aplicación de la eficiencia energética no ha estado exenta de críticas. Desde inicios de la revolución in-dustrial en el siglo XVIII se ha debatido mucho acerca de la eficiencia y el ahorro de energía. William Stanley Jevons publicó en 1865 un li-bro titulado “The Coal Question”, donde observó que el consumo del carbón se elevó en Ingla-terra después de que James Watt introdujera su máquina de vapor alimentada con carbón. En el libro se enunció la Paradoja de Jevons: “aumentar la eficiencia disminuye el consumo instantáneo, pero incrementa el uso del mode-lo lo que provoca un incremento del consumo global”. Concretamente, la paradoja de Jevons implica que la introducción de tecnologías con mayor eficiencia energética puede, a la postre, aumentar el consumo total de energía (Alcott, 2005).

5.1.1 / Cómo medir la eficiencia energética

A escala residencial o industrial, un proyecto de eficiencia energética o más bien el resul-tado de una determinada aplicación energé-ticamente eficiente es relativamente fácil de determinar: el ahorro en el pago de la planilla de consumo. Por ejemplo, en el Ecuador, una vivienda cuyo pago por consumo mensual de electricidad es $ 40 de los cuales el 50 % repre-senta iluminación, verá reducida su planilla a $ 24, si cambia su iluminación “convencional” por iluminación eficiente asumiendo que se reemplazarán focos incandescentes de 100 W por focos ahorradores de 20 W de potencia y considerando un valor de 10 centavos de dólar por cada kWh. En proyectos más complejos, y

216


como se explicó anteriormente, se debe deter-minar la tasa de retorno en la inversión, que generalmente es superior al 25 %.

A nivel macroeconómico, sin embargo, la me-dición de la eficiencia energética no es tan sencilla como en los ejemplos anteriores, pues intervienen otras variables relacionadas con el desarrollo de los países. Es así que se ha pro-puesto un indicador conocido como “intensi-dad energética”, mismo que relaciona la ener-gía consumida por unidad de producción.

5.2 / Intensidad energética

Luego de la crisis del petróleo de 1973, la efi-ciencia energética en los países más ricos del mundo, pertenecientes a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económi-cos (OECD, por sus siglas en inglés) fue uno de los instrumentos más poderosos para reducir la dependencia de sus importaciones petrole-ras. Como resultado, el PIB continuó creciendo en dichos países mientras que el consumo de energía permaneció casi inalterable durante el periodo 1973-1988. La vieja idea de que cre-cimiento económico y consumo de energía iban mano con mano fue abandonada, lo que condujo a realizar muchos estudios y a sentar las bases para nuevas políticas energéticas en varios países (Swisher et al., 1997).

La intensidad energética es un indicador clave que determina el comportamiento de un país y, particularmente, la eficiencia energética de su economía. La intensidad energética es la cantidad de energía usada por cada mil dóla-res producidos; es decir, muestra la relación entre la energía consumida y la producción de bienes. Por lo tanto, interesa que la intensidad energética sea la menor posible. Este dato debe ser analizado en contexto con la información correspondiente a la evolución de las estructu-ras del producto interno bruto-PIB (sectorial), las fuentes de energía utilizadas y los usos que se da a la energía.

En términos generales, la intensidad energéti-ca se calcula como la relación entre el consu-mo energético (E) y el PIB de un país: I = E/PIB. En otras palabras, “I” mide el número de unida-des de energía (BTU, MWh, etc.) para producir 1 unidad de riqueza ($). Por lo tanto, una intensi-dad energética elevada representa un alto cos-to en la “conversión” de energía en riqueza (se consume mucha energía y se obtiene un PIB bajo); mientras que una intensidad energética baja indica un consumo bajo de energía para obtener un PIB alto.

La Figura 5.2 muestra un cuadro donde se ex-presa el ingreso per cápita anual y la eficiencia energética (expresada en dólares por millón de BTU10) para las 40 economías más grandes del mundo. Se puede apreciar que países como Estados Unidos tienen una “alta productivi-dad”, entendida como ingreso per cápita, pero su nivel de eficiencia energética es bajo, es de-cir, es un país energéticamente ineficiente. En contraste, Bangladesh o Filipinas, si bien son altamente eficientes, su productividad es baja. Desafortunadamente, no se tiene ningún país que siendo altamente eficiente caiga en las categorías de moderada o alta productividad. Vale resaltar, sin embargo, que existen países con moderada eficiencia energética que han alcanzado alta productividad como es el caso de Suiza, Austria y Hong Kong. A ello parece-rían apuntar países latinoamericanos como México, Brasil, Argentina y Colombia.

Indicadores como el de intensidad energética no deben ser considerados un fin en sí mismo sino un medio que contribuya a la sostenibili-dad o al desarrollo sustentable de los países. En un estudio conjunto desarrollado por la Orga-nización Latinoamericana de Energía (OLADE), la Comisión Económica para América Latina –

10 BTU (British Thermal Unit) es una unidad de en-ergía inglesa. Una BTU representa la cantidad de energía que se requiere para elevar en un grado Fahrenheit la tem-peratura de una libra de agua en condiciones atmosféri-cas normales. Una BTU equivale aproximadamente a 252 calorías ó 1.055 kJ.

217


CEPAL y la GTZ Alemana, se desarrollaron va-rios indicadores para medir la sustentabilidad energética, siendo uno de ellos el denominado “productividad energética”, definido como un alto PIB por unidad de energía (OLADE/CEPAL/GTZ, 2000). En definitiva, una alta productivi-dad energética representa una baja intensidad energética.

5.2.1 / Intensidad energética en América Latina y el Caribe

Históricamente, la intensidad energética de los países de América Latina y el Caribe (ALC) converge hacia las tendencias de los países de-sarrollados. Como se muestra en la Figura 5.3, en los últimos 20 años, la intensidad energéti-ca de la región en su conjunto, medida en bep11

por cada US$ 1.000 de PIB, ha tenido una tra-yectoria virtuosa aunque, dado el nivel de de-sarrollo de la región, se ha requerido siempre un consumo mayor de energía per cápita (Co-viello, 2012).

En términos absolutos, América Latina, a pesar de su nivel de franco desarrollo, es una de las regiones menos intensivas en el uso de la ener-gía (Jiménez y Mercado, 2013). A pesar de este interesante valor regional, Jiménez y Mercado (2013) encontraron que en los últimos 40 años, las diferentes regiones del mundo, con excep-ción de Latinoamérica, redujeron consistente-mente su intensidad energética a valores entre 40 % y 60 %, mientras que la región latinoame-ricana lo hizo a una tasa inferior al 20 %. Los principales factores detrás de esta tendencia son el ingreso per cápita, los precios del petró-leo y el nivel de crecimiento económico. Sin embargo, se advierte que hay que interpretar con cuidado estos resultados a nivel de países, dada la heterogeneidad de la región (Jiménez y Mercado, 2013).

Sin duda, el factor que más ha incidido en el mundo, incluido Latinoamérica, para reducir

11 Bep: barril equivalente de petróleo. Unidad en-ergética que equivale a 5,8 × 106 BTU o 1,700 kWh.

Figura 5.2 / PIB vs Eficiencia energética en las 40 economías más grandes del mundo. Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Intensidad_energetica

218


la intensidad energética, ha sido la eficiencia. En la región de Latinoamericana y del Caribe, se han desarrollado en años recientes un sin-número de programas de eficiencia energética, la mayoría de los cuales impulsaron una serie de medidas para promover la eficiencia en edi-ficios, alumbrado público, transporte urbano, y uso de electrodomésticos. Un número menor de estos programas fue dirigido al sector in-dustrial y comercial. Entre las herramientas más usadas están la adopción de normas vo-luntarias o semi-obligatorias, los sistemas de etiquetado y las auditorías (Coviello, 2012).

En un estudio publicado en el año 2010, CEPAL, OLADE y GTZ llegan a varias importantes con-clusiones respecto a la eficiencia energética en la región:

• La situación de los programas de eficien-cia energética, los proyectos e iniciativas en América Latina son muy diferentes en cada país analizado. De igual forma, los contextos regulatorios e institucionales de los países no pueden ser abordados con un enfoque similar.

• Un fuerte proceso de “adaptación local” se debe hacer para tener éxito en programas y proyectos de eficiencia energética. La introducción de Indicadores de Desempe-ño para el monitoreo de estos programas resulta ser una cuestión clave en cada país de la región.

• En la mayoría de los países investigados (excepto México), no existen fuentes de financiamiento locales enfocadas especí-ficamente a apoyar programas de eficien-cia energética.

• La falta de información para los consumi-dores, con el objetivo de ser más eficien-tes en el uso de la energía, sigue siendo muy grande. Para superar este último obstáculo, las soluciones “Smart Grids” pueden hacer la diferencia en algunos países de la región (CEPAL/OLADE/GTZ, 2010).

En base a las conclusiones citadas, queda claro que las soluciones de eficiencia energética de-penden del contexto de cada país. Para el caso

Figura 5.3 / Intensidad Energética en América Latina y el Caribe. Fuente: OLADE-PALCEE, 2013.


219


del Ecuador, las políticas implementadas y las actividades que se vienen desarrollando en tor-no al tema, se han basado en un diagnóstico de la situación actual, referente a indicadores de producción y consumo, así como a problemas asociados a la ineficiencia energética en dife-rentes sectores productivos.

5.3 / Indicadores de oferta y demanda de energía en Ecuador

Las sociedades actuales demandan y utili-zan energía destinada a mover las máquinas, transportar mercancías y personas, establecer comunicaciones, producir luz, calor o refrigera-ción. Así, la vida moderna está basada en la dis-posición de abundante energía, cuyo consumo ha ido creciendo continuamente, adaptándose a los cambios de hábitos de las personas y las formas de organización social.

La actual matriz energética está organizada alrededor de los combustibles fósiles (petróleo, gas y carbón mineral), que proveen casi el 90 % del consumo actual de la energía mundial. Sólo el petróleo contribuye con más de un tercio del total de las fuentes de energía primaria, lo que evidencia la dependencia global del mismo (BP,

2013). A nivel mundial se discute acerca de las ventajas y desventajas sobre la estructura ac-tual de la matriz energética; particularmente, sobre la sostenibilidad en el mediano y largo plazo de estos patrones de consumo. Dicho de-bate transcurre entre dos ejes principales: los problemas medio ambientales y el carácter fi-nito de los combustibles fósiles. El principal as-pecto que mantiene el debate actual radica en escoger entre un uso sustentable de los com-bustibles fósiles o alcanzar la sustentabilidad de la matriz energética mediante un cambio en las fuentes de energía (por ejemplo, usan-do energía renovable). A esto se debe sumar las tendencias de uso eficiente de energía consi-deradas en las dos visiones.

Más recientemente y como resultado del au-mento de la demanda y de la variación en los precios del petróleo, una importante opinión se ha formado alrededor del problema de la esca-sez de este producto, la llegada a su “pico” de producción y la necesidad de pensar el futuro “sin petróleo”. Esta posición se basa en la llama-da “curva o pico de Hubbert”, cuya tesis central es que la producción petrolera comienza desde cero, sube y llega a un punto máximo cuando se ha explotado la mitad de las reservas tota-les recuperables, para luego caer rápidamente

Figura 5.4 / Distribución Mundial de Energía Primaria, primer semestre 2013. Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2013.


220


siguiendo una curva en forma de campana (Ri-fkin, 2002). Esta teoría debe su nombre al geofí-sico M. King Hubbert, quien en 1956 predijo correctamente el pico de la producción esta-dounidense con quince años de antelación.

Algunos atribuyen estos problemas al aumento de demanda generado por la llegada de países como China, Brasil e India a la vanguardia de la economía internacional y otros al carácter finito de los combustibles fósiles y a la tasa de con-sumo de las economías más avanzadas. Pero todos coinciden en la necesidad de pensar y diseñar una nueva matriz energética, donde el petróleo abandone paulatinamente su lugar de privilegio, propendiéndose a la “descarboniza-ción” de la economía (Rifkin, 2002). La Figura 5.4 muestra la distribución de consumo, en porcen-tajes, del total de la energía primaria mundial.

5.4 / Oferta de energía primaria en Ecuador

Al igual que lo que ocurre a escala global, la matriz energética del Ecuador depende, en su mayoría, de los combustibles fósiles. Esta de-pendencia, alcanza más del 90 % de la oferta de energía primaria. Los datos históricos de los úl-

timos 40 años indican que Ecuador se ha vuel-to un país exportador neto pero no autosufi-ciente en energía; es decir, somos exportadores de petróleo, pero no nos autoabastecemos, por lo que se deben realizar importaciones de com-bustibles y de energía eléctrica. Los desafíos de la planificación energética a largo plazo se centran en la posibilidad de que Ecuador pase de un modelo de exportador neto de petróleo a uno de exportador de derivados (MICSE, 2014).

La transición energética de Ecuador ha segui-do a grandes rasgos a las tendencias mundia-les. La sustitución en la oferta de energías pri-marias registra una pérdida de penetración de la leña respecto a los combustibles fósiles y un moderado avance de la hidroenergía (Figuras 5.5 y 5.6).

En función de la tendencia marcada en las úl-timas décadas, el país ha quedado vulnerable al haber apostado al petróleo como principal fuente de abastecimiento energético. La rela-tiva abundancia de ese recurso le ha quitado perspectiva a la necesidad de aumentar la pe-netración de la hidroenergía y de diversificar el suministro mediante el gas natural y otras fuentes energéticas. A pesar del gran poten-cial hidráulico, en el Ecuador se ha avanzado

Figura 5.5 / Energía Primaria en Ecuador, en el año 2013. Fuente: MICSE, 2014.


221


Figura 5.6 / Estructura de la oferta primaria en Ecuador por fuentes. Fuente: MICSE, 2014.

poco en transformar ese potencial en capaci-dad instalada para generación de electricidad. Solamente a partir del año 2008 se ha fomen-tado agresivamente la inversión en el sector eléctrico, lo que significaría para el año 2016 un cambio sustancial en la matriz eléctrica del país con una participación en la oferta de más del 90 % en hidroelectricidad (CONELEC, 2013). Según el MEER, este cambio en la ma-triz de electricidad se proyecta alcanzar con la entrada en funcionamiento de las 8 grandes centrales hidroeléctricas en construcción y el primer parque eólico del Ecuador continental; inicio de la operación de 2 proyectos hidroeléc-tricos; ejecución de 5 proyectos de energías renovables para las islas Galápagos y estudios de proyectos de generación hidroeléctricos y geotérmicos (Figura 5.7).

En lo referente al gas natural, el Ecuador tenía 282 mil millones de pies cúbicos de reservas de gas natural a finales de 2011, una de las reser-vas más pequeñas de América Latina. Ecuador produjo aproximadamente 44 millones de pies cúbicos de gas natural en 2010, casi todos los cuales estuvieron asociados con la producción de petróleo crudo y sólo 12 millones de pies cúbicos se comercializaron como gas natu-ral seco. Sus bajas tasas de utilización de gas

natural se deben principalmente a la falta de infraestructura para la captura y comercializa-ción del gas (Oil & Gas Journal, 2010).

El proyecto de gas natural más grande del Ecua-dor es el campo Amistad, ubicado en el Golfo de Guayaquil, que produce un estimado de 24 millo-nes de pies cúbicos por día. Toda la producción de gas natural de Amistad fluye hacia la planta de generación eléctrica de Machala, hoy a cargo de CELEC EP- Termogas Machala, para abastecer a una central de 130 MW de capacidad.

Finalmente, los potenciales geotérmico, eólico y solar no se han utilizado excepto los empren-dimientos que se están desarrollando en las Islas Galápagos (proyectos eólicos y fotovoltai-cos), el aprovechamiento eólico Villonaco en Loja (16.5 MW) y proyectos pequeños impulsa-dos por el Estado en zonas rurales alejadas de los principales centros. En cuanto a los proyec-tos bio-energéticos no se ha aprovechado aun todo su potencial. En Enero de 2010 arrancó en Guayaquil un plan piloto para comercializar la nueva gasolina Ecopaís, un combustible que se obtiene de la mezcla de gasolina regular (“extra”) con etanol anhidro proveniente de la caña de azúcar. La mezcla de Ecopaís es 95 % de gasolina extra y 5 % de etanol. Asímismo,


222


Figura 5.7 / Proyectos de generación eléctrica en construcción y diseño. Fuente: CONELEC, 2013.

mediante Decreto Ejecutivo 1303 (septiembre 2012) se puso en marcha un proyecto, a cargo del Ministerio Coordinador de Producción, para que el diésel tenga un 5 % de biodiesel.

5.5 / El consumo sectorial de energía

Respecto a la demanda de energía por secto-res en el Ecuador, el transporte es el que mayor

cantidad consume, después está el industrial y en tercer lugar el residencial. Durante las cua-tro décadas pasadas, la participación de estos sectores en la composición del consumo ha te-nido cambios. El consumo en transporte es el de mayor incidencia respecto al consumo total representando en promedio durante la década de los 1970 el 30 % de la matriz y pasando a representar alrededor del 50 % al 2013 (MICSE,

223


2014). La industria alcanzó una participación del 18 % del consumo de energía, muy alejado del consumo del sector de transporte. El sector residencial, que fue el sector de mayor impor-tancia en la matriz en la década de los 70 (43 % en promedio), disminuyó a valores menores al 20 % en los años 2000, llegando alrededor del 12 % en la actualidad.

Interpretando estos datos puede afirmarse que, siguiendo la tendencia agregada mundial y en América Latina, el consumo de energía del transporte es el principal motor de la demanda de energía. Tal como en la mayoría de países que se encuentran en fases tempranas de de-sarrollo productivo industrial, en el Ecuador de la década de los años 1970, el residencial era el sector de mayor consumo energético.

La importancia de la demanda de energía de las industrias aumenta conforme los países tienden a moverse a economías emergentes industriales. Con el incremento del ingreso per cápita y el mayor desarrollo económico, la industria incrementa su participación en el consumo de energía (Lescaroux, 2011). En la Fi-gura 5.8 se puede observar el incremento de la participación del sector industrial desde el año

1970, así como la reducción de la porción resi-dencial y el mayor crecimiento sostenido de la parte del transporte en la matriz de consumo. La Figura 5.9 muestra el consumo sectorial de energía en el Ecuador en el año 2013.

Es de destacar que a los consumidores de ener-gía no les interesan las fuentes de energía que consumen sino la prestación de un servicio confiable, de calidad y oportuno para que sus máquinas y equipos funcionen como esperan. La eficiencia de los equipos de los usuarios es un factor determinante para que los consumos de energía sean menores, así como la con-ducta que estos apliquen para su uso racional. En años recientes, se ha hecho más evidente la preocupación por la utilización de equipos más eficientes y la sustitución por aquellos que usan energía más barata como es el caso del GLP, la utilización de focos eficientes, entre otros.

El GLP es la fuente energética dominante en los hogares para los distintos usos como ca-lentamiento de agua y cocción, aun en las zo-nas aisladas donde no llega la electricidad. La electricidad alcanzó en el 2010, según el Censo Nacional de Vivienda, una elevada cobertura a

Figura 5.8 / Consumo Sectorial de energía del Ecuador. Fuente: MICSE, 2014.


224


nivel urbano, mayor al 94 %, aunque insuficien-te a nivel rural (86 %). Como se observa en la Figura 5.10, en el año 2013, el 90 % de la energía consumida a nivel residencial provino de estas

Figura 5.9 / Energía Primaria Ecuador en el año 2013. Fuente: MICSE (2014).

Figura 5.10 / Fuentes de consumo para sector Residencial en Ecuador en el año 2013. Fuente: MICSE (2014).

dos fuentes. La leña aún se utiliza en un por-centaje importante (10 %) pero principalmente para la cocción en el sector rural.

225


En el Sector Industrial (Figura 5.11) los consu-mos de energía aparecen menos concentrados debido a las características de cada proceso productivo en las distintas ramas industriales. En el año 2013, el diésel oil contabilizaba un 41 % y en menor medida el fuel-oil con un 15 %, la electricidad representaba el 29 % y los produc-tos de la caña un 8 %. La leña perdió penetra-ción. Los combustibles fósiles y la electricidad están destinados a proveer energía en los pro-cesos industriales para fuerza motriz y calor de proceso que movilizan en gran parte el desa-rrollo de la economía.

Del análisis precedente, queda claro que, a nivel de consumo (energía secundaria), las fuentes más importantes dentro de la matriz energéti-ca ecuatoriana son los derivados de petróleo, el GLP y la electricidad. A continuación se desta-can los datos relevantes de cada fuente.

5.5.1 / Derivados de petróleo y GLP

La producción de derivados del petróleo en el cuarto trimestre de 2012 alcanzó los 17,9 millo-nes de barriles, que comparada con la produc-ción del tercer trimestre del mismo año, que fue igual a 18 millones de barriles, equivale una reducción de un 0,1 %, pero 4,7 % superior a la producción del cuarto trimestre de 2011 (BCE, 2012).

En valores anuales, la producción de deriva-dos alcanzó, en el año 2012, los 71,6 millones de barriles, superior en 2,5 % a lo producido en el año 2011. A pesar del mayor nivel de produc-ción anual, no se logró abastecer la demanda del mercado nacional y el país se obligó a rea-lizar importaciones periódicas de Gas Licuado de Petróleo (GLP), Nafta de alto Octano y Die-sel. En el último trimestre de 2012, la oferta de derivados alcanzó los 29,5 millones de barriles, superior en 2,8 % a los valores reportados en

Figura 5.11 / Fuentes de consumo para el sector Industrial en el Ecuador. Fuente: MICSE (2014).

226


el tercer trimestre del mismo año y en 2,3 % al cuarto trimestre de 2011. También, en términos anuales, esta cifra creció entre el 2011 y el 2012 en un 3,4 % al pasar de 110,8 millones de barri-les a 114,6 millones de barriles (BCE, 2012). (Ver Tabla 5.1).

Entre octubre y diciembre de 2012 se impor-tó diésel por 5 millones de barriles y se pagó USD 677,2 millones, a un precio promedio de importación de USD 136,73 por barril. Niveles de importación superiores en volumen, valor y precio a las del tercer trimestre de 2012. Duran-te el año 2012, las importaciones de diésel su-peraron a las de 2011 en volumen en 12,8 %, en valor en 17,4 % y en precio en 4,1 % (BCE, 2012).

El nivel de importaciones de GLP en el año 2012 fue inferior al 2011 en volumen, valor y precio en 7,4 %, 16,5 % y 9,8 %, en su orden. Lo que en cierta forma ratifica el papel del Estado en el control de la distribución del GLP, si bien es cierto no se ha podido contener todo el con-trabando que se genera en las fronteras, se ha controlado de mejor manera la cadena de co-mercialización, evitando un mayor perjuicio a la ciudadanía (BCE, 2012).

El país también importa Cutter Stock, diluyente que mezclándolo en determinadas proporcio-nes con residuos del procesamiento de crudo da como resultado el Fuel Oil No. 6, el mismo que se utiliza en el país en la generación de energía termoeléctrica y también para la ex-portación. Las importaciones de Cutter Stock

entre octubre y diciembre de 2012 fueron de 0,6 millones de barriles por un valor de USD 82,1 millones, a un precio promedio de importación de USD 130,25 por barril. Estos niveles de im-portación son superiores a los registrados en el tercer trimestre de 2012 y en el último tri-mestre de 2011. En valores anuales, en el 2012 se importó un 23,5 % menos de Cutter Stock que en el año 2011, aunque a un mayor precio, 4,1 %; no obstante, dio como resultado un me-nor costo de importación, 20,3 %. La Tabla 5.2 muestra la comercialización de derivados y las diferencias de ingresos y egresos por este concepto.

Durante el año 2012, el ingreso por ventas in-ternas de derivados fue de USD 1.603,8 millo-nes y el costo de importación alcanzó los USD 5.009,4 millones, generando una diferencia de USD 3.405,6 millones, superior en 15,5 % a la generada en el año 2011. El derivado que más contribuyó a la diferencia durante el 2012 fue la comercialización de diésel con el 47 %, seguido por la de nafta de alto octano con el 37,6 % y la de GLP con 15,4 % del total (BCE, 2012).

Es importante tener una perspectiva clara sobre los efectos de la importación y comercialización de los derivados en las cuentas fiscales del Esta-do.Para ello se debe no sólo considerar el costo total de las importaciones, sino también analizar la diferencia entre lo que recibe y paga el Estado por la comercialización interna de los derivados que se adquieren en el exterior; es decir, el resul-tado entre el ingreso por ventas internas de pro-

Tabla 5.1 / Oferta de Derivados del petróleo en el año 2012. (En millones de barriles).

Año

2010

2011

2012

Producción nacional derivados

61,9

69,8

71,6

Oferta dederivados

102,9

110,8

114,6

Fuente: BCE, 2012.

Importación derivados

44,7

41

43

227


Tabla 5.2 /Comercialización Interna de Derivados Importados.

Na�a Alto O�ano

Volumen importado (millones barriles)Precio importación (dólares por barril)Coo de importación (en millones de dólares)Precio venta interna (dólares por barril)Ingreso venta interna (en millones de dólares)

Diferencia ingreso vs co�o

2010

12,198,31.19455,2

669,7

-524,3

2011

12,6131,9

1.663,154,5

686,8

-976,3

2012

14,2143,9

2.048,253,8766

-1.282,2

19596,4

1.875,440,2

781,6

-1.093,8

15,1130,8

1.974,142,2

636,6

-1.337,5

171.361

2.317,5421

717,2

-1.600,3

9,454,9

516,6125

117,6

-399

3.5861.568,9

-2.017,1

9,779,2

770,713,8

134,6

-636,1

4.407,91.458

-2.949,9

971,4

643,813,4

120,6

-523,2

5.009,41.603,8

Diesel



Gas Licuado de Petróleo



Co�o Total Importaciones (millones USD)Ingresos totales ventas internas (millones USD)

Diferencia Total

Fuente: BCE, 2012.

-3.405,6

ductos importados menos el costo de su importa-ción en el mercado interno. (Tabla 5.2)

5.5.2 / Electricidad

A junio de 2012, la potencia nominal total de Ecuador, incluyendo las interconexiones, fue de 5.715,33 MW. La capacidad total instalada fue de 5.080,33 de la cual el 46,1 % corresponden a energías renovables, básicamente hidroelec-tricidad (MEER, 2012). La Tabla 5.3 y la Figura 5.12 muestran detalles al respecto.

La disponibilidad de generación en el sistema eléctrico existente es variable, pues depende de diversos factores, entre ellos la hidrología, dis-ponibilidad de combustibles, periodos de man-tenimiento, vida útil de los equipos, etc. (CO-NELEC, 2013). Respecto al consumo de energía eléctrica, el sector residencial es el de mayor consumo, con 35,01 %, seguido del industrial con 31,86 % y del sector comercial con 19,76 %. La Figura 5.13 muestra la distribución de consumo de energía eléctrica a nivel nacional.

228


Capacidad efe�ivade generación

Energía RenovableEnergía no Renovable

Total capacidad in�alada

S.N.I. - AutónomoInterconexiones

S.N.I. + Interconexiones

MW

2.341,502.738,83

5.080,33

5.080,33635

5.715,33

%

46,1%53,9%

100%

88,9%11,1%

100%

Tabla 5.3 /Capacidad de generación eléctrica en el Ecuador. Fuente: MEER, 2012.

Figura 5.12 / Potencia de Generación Eléctrica del Ecuador, año 2012. Fuente: MEER, 2012.

Figura 5.13 / Consumo de electricidad por sectores en Ecuador, año 2012. Fuente: MEER, 2012.


229


5.5.3 / Usos finales de la Electricidad en el Sec-tor Residencial y Comercial

En el año 2009, el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable contrató el Estudio de los Usos Finales de la Energía en el Ecuador, con la finalidad de conocer el comportamiento del consumo eléctrico de los usuarios y posterior-mente implementar o ratificar mecanismos de eficiencia y ahorro energético. El estudio fue desarrollado en las ciudades de Quito, Guaya-quil, Cuenca, Nueva Loja y Manta como mues-tra de los diferentes estratos socioeconómicos, estratos de consumo y diferentes usos de la energía eléctrica.

La caracterización del consumo y los usos fi-nales de energía eléctrica se aplicó a la pobla-ción del sector residencial y comercial. Para la recopilación de información se utilizaron dos fuentes: la instalación de un equipo de medi-ción en paralelo al contador de energía que registre el consumo total y una encuesta que investigó las dotaciones de electrodomésticos y los hábitos de uso de estos aparatos en tér-minos de duración y frecuencia. La aplicación de la encuesta y la instalación de los equipos de medición suministró la información para establecer curvas características de consumo

Figura 5.14 / Pantalla de inicio-Encuesta. Fuente: MEER, 2009

y su desagregación en sus usos finales. Esto se realizó en una muestra aleatoria estratificada de hogares y comercios. Para efectos de una caracterización coherente con la estructura de la población se tomó en cuenta, como va-riable de clasificación, el consumo de energía eléctrica mensual, y con dicha clasificación se estratificó en quintiles el universo en rangos de consumo.

La variable a averiguar dentro del universo fue el uso final de energía por lo que se definieron las categorías que serían investigadas en fun-ción de la presencia de artefactos en hogares y comercios, quedando las siguientes:

• Iluminación• Refrigeración• Calentamiento de Agua• Ventilación• Otros

Para la colocación de los equipos y realización de las encuestas se seleccionaron 2.000 usuarios representativos de todos los estratos de consu-mo, la determinación del número de muestras se realizó con un nivel de confianza del 90 %. La colocación de los equipos y la encuesta es coinci-dente en el usuario (Figuras 5.14 y 5.15).

230


La Tabla 5.4 muestra los resultados de usos fi-nales de energía eléctrica producto del proceso de medición y de las encuestas realizadas a los usuarios del sector residencial en las diferen-tes ciudades evaluadas. El Anexo 1 contiene el formato de encuesta utilizado.

De los datos presentados se puede visualizar que la mayor demanda de energía eléctrica en el sector residencial responde a refrigeración, seguido de los sistemas de iluminación. Como ejemplo, se muestran a continuación las Figu-

ras 5.16 a 5.20, elaboradas a partir del resultado de las encuestas de usos finales de energía en el sector residencial relacionado a estratos de consumo.De la misma forma, la Tabla 5.5 presenta los resultados de usos finales de energía eléctri-ca producto del proceso de medición y de las encuestas realizadas a los usuarios del sector comercial, en las ciudades citadas.

Se puede observar que tanto con la utilización de las encuestas como del sistema de medi-

Figura 5.15 / Equipo LD 1200 SPEED, para medición de consumo de electricidad. Fuente: MEER, 2009.

Tabla 5.4 / Usos finales de la Energía, Sector Residencial de las ciudades estudiadas.

KWh mes Mediciones Encue�a

Fuente: MEER, 2009.

Ilum

inac

ión

Refr

iger

ació

n Ca

l. Ag

ua Ot

ros

Ilum

inac

ión

Cocc

ión

Cal.

Agua

Refr

iger

ació

n Ai

re A

cond

Lim

piez

a Au

dio

y Vi

deo

Otro

s

Quito

Guayaquil

Cuenca

Manta

N. Loja

17%

12%

12%

13%

13%

36%

41%

46%

46%

47%

24%

7%

13%

6%

17%

27%

40%

29%

35%

23%

10%

8%

23%

8%

22%

8%

7%

6%

10%

5%

11%

1%

2%

0%

0%

47%

60%

41%

47%

52%

0%

8%

0%

19%

3%

7%

5%

9%

5%

4%

13%

8%

14%

8%

9%

4%

3%

5%

3%

5%

231


Figura 5.16 / Usos finales de energía. Quito, Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009

Figura 5.17 / Usos finales de energía. Guayaquil, Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.

Figura 5.18 / Usos finales de energía. Cuenca, Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.




232


Tabla 5.5 / Usos finales de la Energía. Sector Comercial.

Figura 5.19 / Usos finales de energía. Manta, Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.

Figura 5.20 / Usos finales de energía. Nueva Loja, Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.

KWh mes Mediciones Encue�a

Fuente: MEER, 2009.

Ilum

inac

ión

Refr

iger

ació

n Ca

l. Ag

ua Ot

ros

Ilum

inac

ión

Cocc

ión

Cal.

Agua

Refr

iger

ació

n Ai

re A

cond

Lim

piez

a Au

dio

y Vi

deo

Otro

s

Quito

Guayaquil

Cuenca

Manta

N. Loja

9%

4%

11%

23%

30%

34%

18%

41%

45%

41%

0%

0%

14%

2%

0%

57%

78%

34%

30%

29%

13%

6%

9%

30%

8%

12%

37%

25%

37%

41%

4%

0%

3%

0%

0%

19%

35%

14%

13%

13%

3%

7%

0%

10%

3%

2%

2%

10%

1%

0%

7%

3%

7%

4%

7%

40%

10%

32%

5%

28%



233


ción, el mayor consumo de energía está dado por los sistemas de refrigeración en todos los estratos. Para el caso de iluminación los va-lores de porcentajes son mayores para las en-cuestas debido, posiblemente, a la percepción de uso de las personas entrevistadas. Es im-portante destacar que la encuesta proporciona información complementaria respecto a otros consumos importantes como es el caso de au-dio y video que oscila entre el 15 % y el 23 % y correspondería al consumo “otros” en el caso de las mediciones.

Del análisis realizado en la presente sección, se pueden extraer dos conclusiones impor-tantes. La primera se refiere al tema de los subsidios a los combustibles que, por un lado, tienen un efecto positivo a escala del consu-midor final, sobre todo a quienes pertenecen a los grupos de menor ingreso económico, pero que, a nivel macroeconómico pueden generar problemas complejos dentro del manejo de las finanzas del país. A ello se suma el hecho que subsidios muy “generosos” o mal focalizados podrían propiciar ineficiencias en el uso de los combustibles fósiles y, por tanto, mayor consu-mo, incrementar la contaminación ambiental y jugar en contra de cualquier iniciativa de efi-ciencia energética en el sector.

La segunda conclusión tiene que ver con la energía eléctrica, donde quedan claramente es-tablecidos los tres sectores de mayor consumo: residencial, industrial y comercial. Así mismo, se han realizado esfuerzos por identificar los usos finales que se le da a la electricidad en dichos sectores, lo cual permite contar con un diagnóstico y acometer con programas y pro-yectos de eficiencia energética en el Ecuador.

5.6 / Políticas y programas enfocados en la eficiencia energética del sector eléctrico ecuatoriano

Mediante Decreto Ejecutivo No. 475, publicado en el Registro Oficial 132 del 23 de Julio de 2007,

se creó el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable. El Artículo 5 de dicho Decreto es-tablece que las facultades y deberes que co-rresponden al Ministerio de Energía y Minas, para asuntos relacionados con electricidad y energía renovable, corresponden en adelante al Ministerio de Electricidad y Energía Renova-ble. De esta forma, se extingue al Ministerio de Energía y Minas y se crean dos nuevos minis-terios: Minas y Petróleos (hoy, Ministerio de Re-cursos Naturales No Renovables) y Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER).

Actualmente el MEER cuenta con varias Subse-cretarías, entre las que se cuenta la Subsecreta-ria de Energía Renovable y Eficiencia Energé-tica (SEREE), a través de la cual se promueven planes, programas y proyectos relacionados con la eficiencia energética en el Ecuador.

La alta importancia que le da el Estado ecua-toriano a la eficiencia energética se demuestra no sólo con la creación del MEER, sus Subse-cretarías y otras instituciones relacionadas. El Plan Nacional del Buen Vivir (PNBV) 2009-2013 establece en su Política 4.3 “Diversificar la matriz energética nacional, promoviendo la eficiencia y una mayor participación de Ener-gías Renovables Sostenibles”. Posteriormente, en el PNBV 2013-2017, Política 11.1, se plantea: “Reestructurar la matriz energética bajo crite-rios de transformación de la matriz producti-va, inclusión, calidad, soberanía energética y sustentabilidad, con incremento de la partici-pación de energía renovable”, donde uno de los lineamientos estratégicos es “Incentivar el uso eficiente y el ahorro de energía, sin afectar la cobertura y calidad de sus productos y servi-cios” (SENPLADES, 2013).

Dicha macro-política, basada en los preceptos constitucionales vigentes, ha servido para que el MEER se plantee dos objetivos instituciona-les alineados con la Eficiencia Energética:

1. Recuperar para el Estado la planificación modificando la matriz energética.

234


2. Promover el uso eficiente y racional de la energía (Albornoz-MEER, 2012).

Así, el Estado ecuatoriano, a través del MEER, viene realizando una serie de acciones enca-minadas a fomentar el ahorro, el consumo ra-cional y eficiente de la energía.

Como se mencionó en la sección anterior, los sectores de mayor consumo de energía eléc-trica en el Ecuador son el residencial y el in-dustrial, sumando entre los dos el 67 % de la demanda total de electricidad en el país (Fi-gura 5.13). El consumo de electricidad dentro del sector residencial ecuatoriano se encuen-tra repartido principalmente en refrigeración, iluminación, aire acondicionado (en la costa) y otros equipos (electrodomésticos mayores, calentador de agua, computador o pequeños electrodomésticos de cocina). Además, el con-sumo de energía en el sector residencial tiene una tendencia de crecimiento, por eso se han diseñado estrategias focalizadas que permi-tan optimizar el uso de energía en dicho sector (MEER, 2013a).

En lo concerniente al sector industrial, su de-manda representa aproximadamente la terce-ra parte del total de la electricidad producida en el Ecuador, por lo que se han diseñado es-trategias para acometer con programas de efi-ciencia energética en los subsectores más re-presentativos de la industria, lo cual se detalla en la sección 5.6.4 de este capítulo.

A continuación, se describen brevemente algu-nas de las acciones más relevantes en materia de eficiencia energética en el sector eléctrico ecuatoriano, a nivel residencial e industrial, junto con los principales resultados, alcan-zados o esperados, de las mismas. Vale notar que la estrategia para todos estos programas es clara: crear paralelamente la normativa (legal) y el incentivo (económico) y, de ser el caso, es-tablecer restricciones a prácticas o tecnologías no deseadas.

5.6.1 / Programa de “focos ahorradores”

La sustitución en los hogares ecuatorianos de focos incandescentes por lámparas fluores-centes compactas-LFCs (o “focos ahorradores”), es la iniciativa pionera de eficiencia energética en el Ecuador, con el fin disminuir la demanda de potencia y energía del sector residencial al Sistema Eléctrico Nacional, principalmente en horas pico.

Este agresivo programa de eficiencia energé-tica arrancó en el año 2008 con la sustitución de 6 millones de focos ahorradores. El Estado ecuatoriano inició el programa en los sectores más pobres del país (con consumos por deba-jo de 200 kWh/mes), donde las lámparas efi-cientes fueron repartidas de forma totalmente gratuita, a cambio de los focos incandescentes obsoletos. En una segunda fase, en el año 2010, se continuó con la sustitución de 10 millones de focos incandescentes por focos ahorrado-res, destinados a otros sectores como salud, educación y edificios públicos. Según datos del MEER, hasta finales del 2011, se habían ins-talado alrededor de 16 millones de lámparas compactas. (MEER, 2013a). Con esta medida, el ahorro aproximado para el Estado ecuatoriano fue de 104 millones de dólares anuales. La cifra es producto de cálculos oficiales que indican que por cada foco sustituido, el consumo baja en 146 kWh/año, con un ahorro anual de 6.5 dó-lares por cada bombillo.

Adicionalmente, el programa fue presentado ante las Naciones Unidas como un Proyecto Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), que es una herramienta implementada en el protoco-lo de Kyoto, como parte de los esfuerzos globa-les para la reducción de gases de efecto inver-nadero, en la lucha contra el cambio climático. Dentro del proceso de sustitución de 6 millones de focos ahorradores (Primera Fase), se suscri-bió un “Contrato de Compra Venta de Reduc-ción de Emisiones” con el Deutsche Bank AG

235


London, el 09 de junio de 2010. Luego del pro-ceso de validación por parte de la Convención de Cambio Climático de las Naciones Unidas (UNFCCC) el proyecto fue registrado como MDL el 22 de enero de 2011, lo que significa que la UNFCCC emitirá a nombre del Ecuador los Cer-tificados de Reducción de Emisiones (CER).

A mediados del 2013, el proyecto MDL se en-contraba en la etapa de verificación a cargo de la empresa Germanischer Lloyd como En-tidad Operacional Designada. El reporte de dicha verificación pasará a la Junta Ejecutiva de Cambio Climático de la Naciones Unidas para su aprobación y correspondiente emisión de CERs. El número estimado de CERs es de 450.000 toneladas al año, lo cual representaría para el Estado un ingreso de varios millones de dólares anuales durante casi una década (MEER, 2013a). Vale indicar que, dependiendo del mercado, el precio de un CER, o tonelada de CO2 evitada, puede oscilar entre valores infe-riores a $1 y superiores a los $ 15 o $ 20.

El programa de focos ahorradores tuvo una in-versión global superior a los 20.3 millones de dólares. El MEER ha estimado en más de dos millones los abonados beneficiados, mientras que en el aspecto económico se obtuvo un aho-rro de energía de 360 GWh/año y un ahorro por subsidio eléctrico de alrededor de 10 millones de dólares anuales (Albornoz-MEER, 2012).

Paralelamente, el Instituto Nacional de Esta-dísticas y Censos (INEN) aprobó el Reglamen-to Técnico Ecuatoriano: Eficiencia energética. Lámparas fluorescentes compactas. Rangos de desempeño energético y etiquetado (RTE INEN 036). Así mismo, mediante Resolución COMEXI 529, de diciembre de 2009, el Consejo de Comer-cio Exterior e Inversiones estableció restriccio-nes de importación de focos incandescentes entre 25 y 100 W, a partir del 1 de enero de 2010.

Un tema de especial cuidado cuando se acome-te con programas masivos de introducción de focos ahorradores es el relacionado con la dis-

posición final de los mismos, una vez que han cumplido su vida útil. Estos dispositivos con-tienen trazas de mercurio en su interior, gene-ralmente, menos de 5 miligramos por foco. Sin embargo, el mercurio es un metal pesado y un tóxico persistente que, bajo ciertas reacciones químicas, puede acumularse y potenciarse con riesgos inminentes para el ambiente y la salud. Por ello es recomendable mantener informada a la ciudadanía, a través de programas de edu-cación y capacitación permanente, a fin de que las lámparas fluorescentes usadas se destinen a sitios especiales para su adecuada gestión. En el Ecuador, el Ministerio del Ambiente en coordinación con las empresas distribuidoras de electricidad, son los entes responsables de esta delicada tarea.

5.6.2 / Programa Renova (Refrigeradoras efi-cientes)

En julio de 2011, el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable realizó el lanzamiento del Programa Renova con la participación el Ministerio Coordinador de la Producción, Em-pleo y Competitividad (MCPEC), Industrias y Productividad (MIPRO), Finanzas, Ambiente, Desarrollo Urbano y Vivienda y el Banco Nacio-nal de Fomento. Este programa fue concebido como una ambiciosa iniciativa de eficiencia energética en el sector residencial y permitió

Figura 5.21 / Tipos de focos ahorradores que se comerciali-zan en el Ecuador. Fuente: www.lahora.com.ec

236


el reemplazo de refrigeradoras que por su anti-güedad consumen mayor cantidad de energía.

La idea era que los usuarios de todo el país, que consuman en promedio menos de 200 kWh al mes, entreguen su refrigeradora vieja (de más de 10 años de uso) como parte de pago y el Es-tado facilite, a manera de bono, un crédito de hasta 36 meses por el valor de la diferencia para reemplazarla por una refrigeradora nueva, clase A, valor a pagarse mensualmente a través de la planilla de consumo de electricidad.

Se tenía previsto sustituir, en una primera eta-pa, un total de 30.000 refrigeradoras antiguas de 10 ó más años de vida, por refrigeradoras nuevas y eficientes; y 300.000 mil unidades más durante los cuatro años subsiguientes, a un promedio de 75.000 unidades anuales, de-pendiendo de la capacidad de producción de las fábricas nacionales.

El Ministerio de Industrias y Productividad (MIPRO) conjuntamente con el MEER, coordi-

nan la provisión, distribución y sustitución de refrigeradoras a nivel nacional; así como tam-bién de la chatarrización y posterior disposi-ción final de las refrigeradoras usadas.

El programa busca disminuir el consumo de electricidad y el desplazamiento de la deman-da potencia en el sector residencial, con un ahorro promedio por cada refrigeradora susti-tuida de 55 kWh/mes que representa un ahorro económico aproximado de 80 USD/año, consi-derando 12,5 centavos de dólar como el costo de generación evitada, con un precio de com-bustible sin subsidio proyectado para 10 años (periodo del proyecto y vida útil promedio de una refrigeradora). El procedimiento de la sus-titución de refrigeradoras se muestra en la Fi-gura 5.22.

El Presupuesto para el primer año se estimó en 16.1 millones de dólares, de los cuales USD 6.9 millones corresponden al bono y USD 9.2 millo-nes al financiamiento (Albornoz-MEER, 2012). Para todo el programa (5 años) el Estado deberá

Figura 5.22 / Procedimiento para sustitución de refrigeradoras. Fuente: www.energia.gob.ec

Representación general del procedimiento de sustitución de refrigeradoras

237


invertir alrededor de USD 76 millones de dóla-res, con un aporte promedio de USD 230 dólares por cada refrigeradora.

Una vez que se alcance la sustitución de las 330.000 unidades se espera obtener un aho-rro de energía eléctrica de 216 GWh/año, que representa un beneficio esperado de potencia de unos 20 MW (Albornoz-MEER, 2012). El be-neficio económico se ha estimado en USD 27 millones anuales (MEER, 2013a).

En el aspecto normativo, se cuenta con el Re-glamento Técnico Ecuatoriano “Eficiencia energética en equipos de refrigeración de uso doméstico” (RTE INEN 035) y el COMEXI, que mediante Resolución No. 595, estableció una restricción de importación de refrigeradoras de elevado consumo energético, permitiéndo-se importar y comercializar únicamente aque-llas de rango A (de alta eficiencia) a partir de marzo de 2011.

5.6.3 / Programa de Cocinas de Inducción

En la actualidad, más del 90 % de los hogares ecuatorianos utilizan el Gas Líquido de Petró-leo – GLP para la cocción de alimentos, lo que anualmente le significa al Estado un gasto su-perior a los 700 millones de dólares como sub-sidio, considerando que el valor aproximado para el Estado es de $ 12.80 y el precio del ener-gético con subsidio es de $ 1.60 (Montesdeoca y Acosta, 2012; MEER, 2013a).

El alto valor que asigna el Estado ecuatoriano a los subsidios energéticos y en particular al GLP, asociado al nivel de penetración que tiene di-cho combustible en la sociedad ecuatoriana, ha llevado a considerar la alternativa de utilizar la electricidad para la cocción de alimentos. Para ello, el MEER planteó un proyecto piloto en la zona fronteriza con Colombia, en la provincia del Carchi. El objetivo del proyecto fue determi-nar el impacto social, técnico y económico de la sustitución parcial de gas (GLP) por electrici-

dad para la cocción de alimentos, a través de la entrega sin costo de un sistema de cocción por inducción (dos cocinas de inducción de una hornilla y un juego de ollas) a familias que lo acepten voluntariamente.

El proyecto inició en el año 2010 con la adecua-ción de las redes de distribución eléctrica, so-cialización y demostración del uso de la tecno-logía en la zona de influencia del proyecto, para posteriormente entregar las cocinas de induc-ción a las familias participantes. Se entregaron 6.000 unidades y el costo del proyecto piloto fue de 1 millón de dólares (Albornoz-MEER, 2012). Luego de la implementación del proyec-to, se aplicó una encuesta a los beneficiarios, quienes en su gran mayoría manifestaron es-tar satisfechos con la tecnología, destacando principalmente la facilidad de uso, la rapidez en la cocción de alimentos, mayor seguridad y haber dejado a un lado los fósforos para el en-cendido de las cocinas a gas (MEER, 2013a).

Gracias al cambio de la matriz energética pre-vista para el año 2016, el Ecuador dispondrá de energía eléctrica producida en su mayor parte por centrales de energía renovable (grandes proyectos hidroeléctricos) con costos de ope-ración bajos. Por ello, se busca el incremento de la participación de la energía eléctrica en otros usos, como por ejemplo la cocción de ali-mentos.

A partir de la experiencia positiva en Carchi, en el año 2013 los Ministerios de Electricidad e Industrias, inician el Programa de cocinas de inducción que busca la incorporación de 3.6 millones de unidades en un periodo de 3 años, lo que permitirá contribuir al cambio de la ma-triz energética del país a través de la reducción de la demanda de GLP en el sector residencial, disminuyendo el gasto por subsidio e importa-ciones del gas, apoyando favorablemente a la Balanza Comercial, estimulando la producción nacional de equipos y electrodomésticos de alta eficiencia y disminuyendo las emisiones de gases de efecto invernadero que contribu-

238


yen al calentamiento global (MEER, 2013a). Pa-ralelamente, se han establecido dos Normas Técnicas Ecuatorianas: Eficiencia Energética para Cocinas de Inducción (NTE INEN 2467) y Seguridad en Cocinas de Inducción (NTE INEN 2555), mientras que el incentivo consistirá en una tarifa eléctrica especial para el uso de las cocinas de inducción, fijada en 2.8 cent USD/kWh (MEER, 2013a). En el año 2014, el incentivo se incrementa al plantearse el no cobro de los primeros 80 kWh/mes de consumo asignado a la cocción eléctrica, facilidades de pago en la adquisición de las cocinas (a través de la plani-lla de consumo eléctrico) y un valor adicional de 20 kWh/mes si se sustituye también el ca-lefón a gas por equipos eléctricos para calenta-miento de agua (duchas).

a nivel de las instalaciones domiciliarias. Este es, sin duda, un desafío para los promotores del programa, considerando las diferencias im-portantes que aún existen tanto en la gestión administrativa como en las redes mismas de las diferentes empresas distribuidoras de elec-tricidad. A ello se suma un hecho no menos im-portante que tiene que ver con la costumbre o “cultura” de cocinar con GLP, lo cual, sin un ade-cuado proceso de socialización y capacitación a la población, podría poner en riesgo el éxito del programa.

5.6.4 / Eficiencia Energética en el Sector Indus-trial

El consumo anual de energía eléctrica corres-pondiente al año 2010 en el sector industrial fue alrededor del 31 % del total de energía eléc-trica demandada en el Ecuador (MEER, 2013a). El Ecuador, a través del MEER, está aplicando varias medidas de eficiencia energética en la industria, a la que considera un sector estraté-gico. Para ello, se han considerado cuatro sub-sectores industriales según división CIIU (Cla-sificación Industrial Internacional Uniforme) como los más representativos, en función de tamaño y producción anual.

• Productos Alimentos y Bebidas (CIIU 15)

• Otros Productos Minerales No Metálicos (CIIU 26)

• Papel y de Productos de Papel (CIIU 21)

• Productos Textiles (CIIU 17)

En los subsectores mencionados se implemen-tó el Proyecto “Eficiencia Energética para la Industria (EEI)”, con el apoyo del Fondo para el Medio Ambiente Mundial (FMAM) a través de la Organización de Naciones Unidas para el de-sarrollo Industrial (ONUDI). El proyecto deman-da una inversión total de 4.750.000 USD, de los cuales 2.140.000 USD serán financiados con re-

Figura 5.23 / Cocinas de inducción en funcionamiento, pa-rroquia Julio Andrade, cantón Tulcán,Carchi. Fuente: www.lahora.com.ec (fecha de publicación: 2011-02-20)

La ambiciosa iniciativa del Estado de introdu-cir más de tres millones y medio de cocinas de inducción enfrenta, sin embargo, un reto enorme. Al ser estas cocinas dispositivos de potencias considerables (alrededor de 1200 W por “hornilla” o zona de inducción) y que traba-jan a 220 V, se deberá contar en los próximos tres años, además de la capacidad suficiente de energía, con redes de distribución (transforma-dores, líneas, etc.) adecuadas a las nuevas con-diciones a lo largo de todo el país, junto con las necesarias adaptaciones que deberán hacerse

239


cursos del presupuesto institucional del MEER; 975.000 USD con la cooperación técnica no re-embolsable del FMAM y la ONUDI y 1.635.000 USD restantes serán un aporte del sector priva-do ecuatoriano (MEER, 2013a).

Según el MEER, el objetivo del proyecto es pro-mover mejoras en la eficiencia energética de la industria a través del desarrollo de estándares nacionales de gestión de energía y de la apli-cación de la metodología de optimización. En ese sentido, el INEN adoptó, en marzo de 2012, la norma ISO 50001, como norma técnica NTE INEN ISO 50001 “Sistemas de Gestión de Ener-gía. Requisitos con orientación para su uso”, a ser aplicada en el sector industrial ecuatoriano (Albornoz-MEER, 2012).

Para finales del año 2013, alrededor de cincuen-ta empresas importantes del sector industrial en Quito, Guayaquil, Cuenca y Manta habían iniciado el proceso de incorporar la norma ISO 50001 en sus actividades productivas. De ese total, 17 empresas habían superado el 80 % en la adopción de dicho estándar12. El 22 de oc-tubre de 2014 en las instalaciones de General Motors en Quito, GM OBB del Ecuador recibió la certificación internacional en la norma ISO 50001:2001, por el efectivo establecimiento de un sistema de gestión energética, el cual busca una mejora continua en el uso eficiente de la energía. Esta certificación fue la primera entre-gada a una empresa en el Ecuador (MEER, 2015).

Por otro lado, las entidades y organismos de la Administración Pública Central deben imple-mentar tecnologías de eficiencia energética en iluminación, así como programas de capacita-ción sobre uso racional de la energía dirigidos a todos sus funcionarios (MEER, 2013a).Esta es una disposición dada por el Gobierno Nacional, mediante Decretos Ejecutivos No.1681 y No. 238 (reforma), publicados en el Registro Oficial en

mayo 2009 y febrero 2010, respectivamente. El Decreto original señala que todas las institu-ciones gubernamentales deben conformar un Comité de Eficiencia Energética que asumirá la labor de implementar medidas de ahorro ener-gético, en coordinación con la Dirección de Efi-ciencia Energética del MEER.

5.6.5 / Alumbrado Público Eficiente

Hoy en día, uno de los sectores con gran po-tencial para una gestión energética eficien-te es el alumbrado público, dada su difusión y homogeneidad alrededor del mundo. En el Ecuador el alumbrado público supone un 6 % del consumo eléctrico nacional y el CONELEC (hoy ARCONEL) lo ha categorizado conforme la siguiente tipología: Alumbrado Público Ge-neral (Iluminación de vías de libre acceso), Alumbrado Público Ornamental (Iluminación de parques, plazas, iglesias, monumentos) y Alumbrado Público Intervenido (Iluminación de vías con diferentes estándares a los exi-gidos por la norma) (CONELEC, 2013). La Re-gulación No. CONELEC 008/11 de noviembre de 2011, denominada “Prestación del Servicio de Alumbrado Público General”, especifica las condiciones técnicas, económicas y finan-cieras que permite a las empresas distribui-doras de energía eléctrica prestar el servicio de alumbrado público general con calidad, efi-ciencia y precio justo.

Complementariamente, el 17 de octubre de 2013, mediante Resolución N ° 13098, la Subse-cretaria de Calidad el Ministerio de Industrias y Productividad, emite el “Reglamento Técnico Ecuatoriano RTE INEN 069 “Alumbrado Públi-co”, el mismo que entra en vigencia 180 días después de su publicación. Este Reglamento, de carácter obligatorio, incluye aspectos re-lacionados a: clasificación de vías, niveles de iluminación, requerimientos técnicos de luminarias y estructuras de soporte, diseño de iluminación, etc. Con este reglamento, el Estado ecuatoriano dispone de su normativa

12 Ing. Carlos Dávila, Director Nacional de Eficien-cia Energética – MEER, comunicación personal, enero 2014.

240


propia, que en varios temas han sido adapta-ciones a normas internacionales13.

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

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

Tipo de lámpara

IncandescenteHalógenaFluorescenteFluorescente Compa�aMercurio Alta presión Metal HalideLuz mixtaSodio baja presión Sodio alta presión LED: luz cálida luz blanca fría

Temperatura de color (K)*

2.100-2.5003.1004.100

2.700-4.1004.000-4.5004.800-6.500

3.6001.8002.100

2.800-3.0005.500-6.500

Rendimiento luminoso (lm/W)**

7,5-2018-22

40-9050-8040-6075-9520-30

100-18070-13080-85

Promedio de vida útil (horas)

1.0002.000

12.50010.00024.00012.00012.00018.00024.00050.000

Tabla 5.6 / Características principales de las lámparas más usadas en Ecuador. Fuente: varias casas fabricantes (Elaboración: autores).

* La temperatura de color de una fuente de luz es una medida relativa (“sensación en el ojo humano”) y se define comparan-do su color dentro del espectro luminoso con el de la luz que emitiría un cuerpo negro calentado a una temperatura dada. Por este motivo la temperatura de color se expresa en grados Kelvin Existen 3 categorías principales: cálido (< a 3.300 K), intermedio (de 3.300 a 5.000 K) y luz de día (> a 5.000 K). ** El rendimiento luminoso o eficacia luminosa de una fuente de luz mide la parte de energía eléctrica que se usa para iluminar y se obtiene dividiendo el flujo luminoso emitido por la potencia eléctrica consumida. La unidad es lúmenes por vatio (lm/W).

13 Ing. Santiago Pulla, Departamento de Alumbra-do Público, CENTROSUR, comunicación personal, febrero 2014

241


Iniciativas similares de sustitución de lumina-rias de alumbrado público por otras de mejores prestaciones y menor consumo de energía se vienen implementando en el resto del territo-rio ecuatoriano, desde las diferentes empresas eléctricas de distribución, en coordinación con el MEER. Estos proyectos no solo implican sus-titución de luminarias sino incremento en el número de las mismas, en zonas que antes no contaban con el servicio de alumbrado público como vías, zonas rurales, etc.

Por ejemplo, la Empresa Eléctrica Regional CENTROSUR, en julio de 2012, conformó el De-partamento de Alumbrado Público, con el fin de gestionar de manera óptima todo lo referente a este tema, cumpliendo con la normativa crea-da para el efecto. La CENTROSUR es una de las compañías de distribución y comercialización de energía eléctrica que operan en el Ecuador y cuya área de concesión incluye a las provin-cias de Azuay, Cañar y Morona Santiago. Según el catastro de alumbrado público a diciembre de 2013, la CENTROSUR contaba con 94.512 lu-minarias, habiendo crecido un 10.7 % respecto del año 2012; casi la totalidad del crecimiento correspondía a luminarias de vapor de sodio de alta presión con doble nivel de potencia (150W y 250W)14

De todas las luminarias instaladas hasta el 2013 por la CENTROSUR, aproximadamente el 5 % era alumbrado ornamental (plazas, monu-mentos e iglesias), el 66.5 % de luminarias es-taban instaladas en áreas urbanas de los dife-rentes cantones y sus vías de acceso, en tanto que el 28.5 % restante correspondían a vías de tercer orden (sector rural). Asímismo, el 35.7 % de luminarias eran de doble nivel de potencia, lo cual responde a una política de ahorro ener-gético. Esta gestión proactiva del alumbrado público a cargo de la CENTROSUR, le mereció un importante reconocimiento de la Comisión de Integración Energética Regional – CIER

ubicando a la CENTROSUR en PRIMER lugar a nivel nacional y en SEGUNDO lugar entre el grupo de 22 Empresas de Distribución de La-tinoamérica y Centroamérica, con menos de 500.000 clientes.

A pesar de los innegables avances en la ges-tión del alumbrado público a nivel nacional, un aspecto a tener presente dentro de estos pro-gramas es el relacionado con la denominada “contaminación lumínica”. La contaminación lumínica es la alteración de los niveles de luz natural en el ambiente nocturno, por causa de la introducción de luz artificial (Falchi et al., 2011). Se refiere a la emisión de flujos de luz en zonas o direcciones que no corresponden a las áreas a iluminar, especialmente en dirección al cielo, áreas naturales próximas o en el interior de las edificaciones adyacentes. Esta conta-minación es uno de los tipos de degradación ambiental de mayor crecimiento en la actuali-dad (Falchi et al., 2011). La contaminación o po-lución lumínica es energía luminosa artificial desaprovechada, causada por un mal diseño de iluminación, que demanda un consumo de energía mayor al necesario y que puede pro-vocar efectos negativos sobre el ambiente (Ga-llaway et al., 2010).

5.6.6 / Nuevo esquema tarifario

Desde julio de 2011, rige en el Ecuador un es-quema tarifario de consumo de electricidad que consiste en un incremento gradual para los usuarios residenciales que consumen men-sualmente sobre los 500 kWh en la región sie-rra y los 700 kWh en la costa (en la época de invierno que va de diciembre a mayo).

De acuerdo a las cifras manejadas por el Conse-jo Nacional de Electricidad – CONELEC, el nue-vo esquema afectaría a menos del 2.5 % de los clientes residenciales ecuatorianos, cuyo total asciende a 3.4 millones, mientras que el 97.5 % de los usuarios no verán incrementada su pla-nilla. El CONELEC ha estimado que ese 2.5 % de 14 Ibid.

242


usuarios del sector residencial consume el 18 % de la electricidad destinada a ese sector.

A través de la aplicación del nuevo esquema se estima un incremento en la facturación men-sual de 4,7 millones de dólares, lo que significa una adecuada focalización fiscal por concepto de subsidios de cerca de 60 millones de dólares al año (CONELEC, 2013). Este esquema no con-sidera incrementos en las tarifas para los sec-tores comercial e industrial, y tiene como pro-pósito mejorar la eficiencia en el consumo de la energía eléctrica en los hogares ecuatorianos, a sabiendas que existe un subsidio importante del Estado, correspondiente a la denominada “tarifa dignidad” (Ver Figura 5.24). La tarifa dig-nidad es un subsidio que nace de un criterio de equidad social y establece un valor a pagar de 0.04 dólares por kWh consumido, la mitad del precio promedio a nivel nacional. Esta tarifa se aplica para los usuarios que consumen menos de 110 kWh en la Sierra y 130 kWh en la Costa y Amazonía. En el año 2012, la tarifa dignidad favoreció a más 2,3 millones de consumidores, correspondiente a un subsidio estatal superior a los 47 millones de dólares (CONELEC, 2013).

A manera de resumen de esta sección, el re-sultado esperado al año 2017, al comparar la

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

5.7 / Vehículos híbridos y vehículos eléctricos

Sin ser un tema específico del sector eléctrico, los programas y proyectos de movilidad alter-nativa que apunten a reducir las emisiones por uso de combustibles fósiles en la transporta-ción son de alta importancia, pues permiten mejorar la eficiencia de toda la matriz energé-tica. Varias de estas alternativas tecnológicas tienen que ver directa o indirectamente con el uso de la electricidad, por lo que merecen un breve análisis en esta sección.

Dentro del cambio de matriz energética que propone el Estado ecuatoriano está el uso de autos eléctricos que se encaminan al cuida-

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

243


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

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

2010 el país era un referente regional en temas de incentivos para la eficiencia energética ve-hicular (El Comercio, 2014).

No obstante, a mediados del 2010, el gobierno decidió ajustar la política de incentivos, argu-mentando que se estaban importando híbridos de lujo, de alto cilindraje, que no generaban ahorro en el consumo de combustibles (ni re-ducción de emisiones). Por ello, se resolvió mantener la exoneración a los autos híbridos de hasta 2.000 centímetros cúbicos mientras que el resto paga aranceles que van del 10 % al 35 %, además del Impuesto al Valor Agregado (12 %) y el Impuesto a los Consumos Especia-les (del 8 al 12 %, según el modelo del vehículo). Adicionalmente, desde el año 2012 se incluye a este tipo de vehículos dentro de la política de cuotas de importación. Esto redujo la oferta y las ventas se ubicaron en algo más de 500 hí-bridos en el 2013. El número de marcas “activas”


244


que importan estos modelos también se redujo, de más de 10 en el año 2010 a tres o cuatro im-portantes al 2013, destacándose la presencia de Toyota (Ver Figura 5.25).

En los años venideros, el mercado en Ecuador para los vehículos híbridos y la introducción de nuevas tecnologías, como los autos eléctricos o a hidrógeno-celdas de combustible, depen-derán en buena medida de los incentivos es-tatales. En el caso de los vehículos eléctricos, parte de esos incentivos es la eliminación del IVA y del ICE para la importación de vehículos terminados y para las piezas de fabricación. En este sentido, a inicios del 2015, el Comité de Comercio Exterior (COMEX) tomó una resolu-ción sumamente importante para fomentar la utilización de vehículos eléctricos: se bajaron los aranceles al 0 % para la importación de ve-hículos terminados, con valores de 0 % del I.V.A. y 0 % del I.C.E. (Ministerio Coordinador de Producción, Empleo y Competitividad, 2015).

Adicionalmente, en febrero de 2015, el Minis-terio Coordinador de Producción suscribió el Convenio Marco para la Promoción, Comer-cialización y Perspectivas de Fabricación de Baterías y Vehículos Eléctricos en la República del Ecuador, donde las empresas que manejan marcas como Nissan, Renault, KIA y BYD in-troducirán el vehículo eléctrico en el mercado local y aportarán al desarrollo de la infraestruc-tura, servicio postventa y manejo de las bate-rías recargables de los automotores. También evaluarán la fabricación local de autos eléc-tricos para la venta y comercialización, tanto para el mercado local como regional, siempre que el volumen de la demanda así lo justifique. Con ello, el Ecuador busca colocarse entre los cinco países que más promueven esta tecno-logía en el mundo (Ministerio Coordinador de Producción, Empleo y Competitividad, 2015).

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

mil dólares (ANDES, 2015). Uno de los beneficios de este tipo de autos radica en que el precio a pagar por la electricidad consumida para car-garlos sería inferior a lo que se paga en la actua-lidad por combustible. También se trabaja en es-tablecer distintos puntos de carga de vehículos eléctricos, a los que se ha denominado “electro-lineras”, mismas que estarán ubicadas en sitios estratégicos de las ciudades (centros comercia-les, restaurantes, etc.) y en las carreteras, a dis-tancias establecidas según la autonomía de los vehículos, que va de 200 a 300 km. Sin embargo, en un primer momento se fomentará el proceso de carga en los hogares (ANDES, 2015).

En síntesis, la introducción de la movilidad eléc-trica en Ecuador busca reducir progresivamente la dependencia en el uso de combustibles fósi-les y las emisiones de CO2, a la vez de mejorar la salud de la ciudadanía. También se plantea desarrollar las industrias automotriz y eléctri-ca locales. El cambio al uso de electricidad en el sector transporte apuntaría directamente a un cambio del consumo de energía en el Ecua-dor en virtud de que este sector representa el 50 % del total del consumo energético nacional, como se mostró en el punto 5.5 de este capítulo.

5.8 / La importancia de la investigación

En febrero de 2012, mediante Decreto Ejecu-tivo No. 1048, se crea el Instituto Nacional de Eficiencia Energética y Energía Renovable – INER, como un Instituto Público de Investiga-ción – IPI. El objetivo fundamental del INER es generar conocimiento y aportar al desarrollo de la ciencia, mediante el estudio, fomento, in-novación y difusión de la eficiencia energética y la energía renovable, promoviendo las bue-nas prácticas para el uso racional de la energía y la implantación de tecnologías dirigidas al aprovechamiento de fuentes energéticas lim-pias y amigables con el ambiente (INER, 2013).

En materia de eficiencia energética, el INER, en coordinación con instituciones educativas

245


y del sector productivo, viene desarrollando diversos proyectos de investigación, entre los que destacan15:

• Línea Base de Investigación en Eficiencia Energética en el Sector Transporte

• Evaluación de Ciclo de Vida de la Electrici-dad Producida en Ecuador

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

Adicionalmente, el INER cuenta con laborato-rios disponibles para investigaciones en temas referentes a las energías renovables y la eficien-cia energética, y hay otros que están en desa-rrollo. Por ejemplo, para el año 2014 se imple-mentarán laboratorios para evaluar la eficiencia energética en el alumbrado público y para ca-racterizar materiales y elementos constructivos para edificaciones sostenibles (INER, 2013).

Por otro lado, varias universidades ecuatoria-nas se encuentran desarrollando, tanto a nivel académico (grado y postgrado) como institu-cional, proyectos relacionados con la eficiencia energética. Por ejemplo, en la Escuela Politéc-nica Nacional (EPN) se oferta un programa de Maestría en Eficiencia Energética, en la Uni-versidad de Cuenca otro en Planificación y Gestión Energéticas, mientras que en el cam-pus de la Escuela Politécnica del Litoral (ES-POL) se realizan actividades sostenibles como tratamiento y ahorro de agua, eficiencia ener-gética y empleo de materiales amigables con el ambiente, lo que le ha valido reconocimientos a nivel internacional. (ESPOL, 2013).

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

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

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

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

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

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

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

15 Dr. Andrés Montero, Coordinador General Técni-co del INER, comunicación personal, noviembre 2013

246


sistema eléctrico ecuatoriano toma un giro protagónico en el desarrollo económico y so-cial de la nación. En 1973 se estructura el pri-mer plan maestro de electrificación, cuyo ob-jetivo fundamental era: integrar, normalizar y masificar la cobertura de este servicio (CENA-CE-INECEL, 1984).

La misión del INECEL fue:

• Crear un Sistema Nacional Interconecta-do–SNI, a través de la integración de cen-trales de generación y una red de trans-misión (con un anillo troncal a 230 kV y ramales a 138 kV).

• Ejecutar la integración eléctrica regional, a través de la creación de Empresas Eléc-tricas para la distribución y comerciali-zación de la energía, en sus respectivas áreas de concesión (CENACE-INECEL, 1984).

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

Con la promulgación de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), se segmentan los pro-cesos de la industria eléctrica en generación, transmisión y distribución e incentivando la participación del sector privado. En 1998 se ex-pide la Ley Reformatoria a la LRSE, declarán-dose la liquidación del INECEL y permitiéndose la constitución de sociedades anónimas de ge-neración y una de transmisión, teniendo estas empresas como principal o único accionista al fondo creado para el efecto, el “Fondo de Soli-daridad”.

La Constitución de la República del Ecuador vigente desde 2008 establece que el Estado constituirá empresas públicas para la gestión

de sectores estratégicos, la prestación de servi-cios públicos, el aprovechamiento sustentable de recursos naturales o de bienes públicos y el desarrollo de otras actividades económicas. La norma constitucional dispone que las empre-sas públicas funcionen como sociedades de derecho público, con personalidad jurídica, au-tonomía financiera, económica, administrativa y de gestión, con altos parámetros de calidad y criterios empresariales, económicos, sociales y ambientales.

En la Constitución de 2008 se elimina el Fondo de Solidaridad y se mantiene la propiedad públi-ca sobre los considerados sectores estratégicos de la economía, entre ellos la electricidad y las telecomunicaciones. Es así que, mediante escri-tura pública suscrita el 13 de enero de 2009, se constituye la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC S.A, con la fusión de las empresas HI-DROPAUTE S.A., HIDROAGOYAN S.A., ELECTRO-GUAYAS S.A., TERMOESMERALDAS S.A., TER-MOPICHINCHA S.A. y TRANSELECTRIC S.A. En octubre de 2009, se publicó la Ley Orgánica de Empresas Públicas, cuya Disposición Transito-ria Segunda establece que el procedimiento de transformación de las sociedades anónimas en las que el Estado, a través de sus entidades y or-ganismos sea accionista único, deberá cumplir-se en un plazo máximo de noventa días, conta-do a partir de la expedición de dicha Ley.

La Empresa Pública Estratégica Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC E.P., se creó me-diante Decreto Ejecutivo No. 220, expedido el 14 de enero del 2010, la misma que subroga en todos los derechos y obligaciones las de CELEC S.A. e HIDRONACION S.A. Actualmente la CE-LEC E.P. cuenta con 13 unidades de negocio, 12 de generación y una de transmisión.

De la misma forma, el 13 de marzo de 2013, mediante Decreto Ejecutivo Nº 1459, la Cor-poración Nacional de Electricidad (CNEL) se constituyó en empresa pública estratégica. El mencionado decreto establece que “la CNEL S.A. queda disuelta sin liquidarse y CNEL E.P.

247


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

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

5.9.1 / ¿Qué es una red inteligente?

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

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

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

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

• Soportar la integración de generación in-situ y distribuida desde el lado del cliente, y permitir una mayor participa-ción de dispositivos de almacenamiento de energía (ej. baterías), para una partici-pación activa del consumidor en el balan-ce de generación y carga;

• Fomentar una utilización más eficiente de la red oferta-demanda a través de una im-plementación costo-efectiva de precios dinámicos y conceptos similares;

• Hacer de la “red”—generación, transmisión y distribución—un sistema más robusto, más confiable y seguro, y menos suscep-tible a accidentes de cualquier tipo;

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

248


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

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

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

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

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

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

Microturbinas Almacenamiento

Casas

Celdas decombustible

CHP

Plantas IndustrialesGeneración Virtual

Aerogeneradores

249


de 1965, un gran apagón eléctrico dejó a ocho Estados de la costa Este paralizados duran-te catorce horas, con más de 35 millones de personas a oscuras. Doce años después, el 13 de julio de 1977, un nuevo incidente en el área metropolitana de Nueva York, dejó sin electri-cidad a 10 millones de personas, por 25 horas (El Mundo, 2003).

Hasta recientemente, la demanda del clien-te no estaba sujeta al control o manipulación, virtualmente sin medios o incentivos hacia la carga para jugar un rol activo y, en definitiva, para hacer más eficiente al sistema. En una “red torpe”, a diferencia de una red inteligente, el manejo del ambiente, influenciar o controlar la demanda era problemático o simplemente imposible, debido a limitaciones tecnológicas, principalmente en dos áreas claves (Sioshansi, 2011):

1) Los medidores electromecánicos, usados para determinar el consumo para todos excep-to los grandes consumidores, eran únicamente capaces de registrar el uso volumétrico no dife-renciado por tiempo de uso, voltaje, potencia o cualquier variable adicional.

2) Limitaciones en comunicaciones entre los proveedores y usuarios finales de energía. Los proveedores, así como el operador de la red, re-quieren medios de comunicación mucho más robustos para enviar señales de precio y reci-bir retroalimentación de los consumidores en tiempo real, a fin de influenciar la demanda de manera efectiva.

Es así que en muchos países se han superado estas limitaciones y, desde hace algunos años, se vienen implementando diversas iniciativas de eficiencia energética y ahorro de energía, muchas de ellas apoyadas por el desarrollo de redes inteligentes. Por ejemplo, en su lu-cha contra el cambio climático, la Comunidad Europea aprobó en diciembre de 2008 el Plan 20/20/20 que persigue para el año 2020, al me-nos un 20 % más de eficiencia, 20 % reducción

CO2 y un aporte mínimo del 20 % de genera-ción con fuentes de energía renovable. Desde los Estados Unidos se ha planteado el “Rosen-feld” como unidad “macro” de ahorro energéti-co anual. La propuesta fue hecha por investi-gadores estadounidenses en honor de Arthur Rosenfeld, considerado padre de muchos de los análisis y modelos de eficiencia energética empleados en todo el mundo. La equivalencia de un Rosenfeld es de 3.000.000.000 de kWh al año, que representaría el volumen de electrici-dad necesario para substituir una central tér-mica de carbón de 500 MW. (http://es.ekopedia.org).

Por otro lado, es cada vez más usada la “ener-gystar” para gestión de la demanda en apara-tos eléctricos. EnergyStar es un programa de la Agencia de Protección Ambiental de los Esta-dos Unidos (EPA) creado en 1992 para promover los productos eléctricos con consumo eficiente de electricidad, reduciendo así la emisión de gases de efecto invernadero desde las centra-les eléctricas. Comenzó como un programa vo-luntario y los productos de informática fueron los primeros que se etiquetaron. Se ha amplia-do desde entonces a equipos de oficina, ilumi-nación, electrodomésticos de línea blanca, etc. (www.energystar.gov).

Finalmente, empiezan también a aparecer las denominadas “Smart cities”, orientadas a mejorar la calidad de vida de sus habitantes y apoyadas en las TICs, con un tratamiento integral del uso eficiente de la energía, mejor comunicación, eficiencia en la movilidad, ma-yor seguridad, consumo racional del agua, etc. Ciudades como Boston, San Francisco, Rio de Janeiro, Barcelona o Estocolmo, son ejemplos de este tipo de iniciativas (Smart+Connected Communities Institute, 2012). En cuanto a ener-gía, el proyecto Smartcity Málaga constituye una de las mayores iniciativas europeas en este campo. Sus objetivos son incrementar la eficiencia energética, reducir las emisiones de CO2 y aumentar el consumo de las energías re-novables (ENDESA, 2013).

250


En síntesis, las SMART GRIDS buscan la inte-gración de los SEP con las TICs y por tanto no se trata de una nueva tecnología o un producto específico sino de redes eléctricas proyecta-das al futuro, donde conceptos de sostenibi-lidad y eficiencia energética guían la gestión de dichas redes. Una red inteligente va a estar caracterizada por flujos bidireccionales (flexi-bilidad), participación activa del consumidor, el uso de fuentes renovables, generación distri-buida, transporte híbrido, todo ello integrado a las TICs (Shawkat, 2013; Céspedes, 2011).

Para Céspedes (2011), las redes inteligentes buscan transformar los sistemas eléctricos, de forma similar a como se transformaron los sistemas de comunicación. En ese sentido, las tecnologías smart-grids impactan significati-vamente toda la cadena de valor, en particular al consumidor (Ver Tabla 5.7).

5.9.3 / Redes Inteligentes en el Ecuador

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

se incrementa el aporte de la hidroelectricidad en el sistema y, por tanto en la matriz energéti-ca (global) de un país, la eficiencia también me-jorará. Si la contribución de la hidroelectrici-dad subiera a un 90 %, la eficiencia de la matriz de oferta de electricidad se incrementaría al menos a un 80 %. Vale mencionar que el aporte actual de la hidroelectricidad, como fuente pri-maria de energía, a la matriz energética global del Ecuador es del 11 % y se espera que al 2020 sea al menos el doble (MEER, 2013a).

Este incremento considerable en el aporte hi-dro-energético hará que el uso de la electrici-dad en el país cambie en el futuro y se empie-ce a incursionar en sectores tradicionalmente abastecidos por combustibles fósiles, tales como el transporte o la cocción. Este nuevo reto para la hidroelectricidad (y otras fuentes de energía renovable), y que ya ha sido plantea-do por el Estado, a través del MEER, deberá ve-nir acompañado del uso de nuevas tecnologías que abarquen los campos de la generación, el control, la gestión de la demanda y las comu-nicaciones.

En base a lo expuesto a lo largo del presente capítulo, parece claro que existe un gran po-tencial en Latinoamérica, incluido el Ecuador, para desarrollar redes inteligentes que permi-tan reducir su intensidad energética, a nivel macro, incrementando la eficiencia energética desde los distintos sectores que constituyen su economía: residencial, industrial, transporte, etc. Ese parece ser el camino escogido para el Ecuador.

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

Partes SEP

Impa�o (smart-grids)

G (Generación)

Moderado

T (Transmisión)

Medio

D (Di�ribución)

Importantee

C Consumo

Revolucionario

251


En enero de 2013, el MEER, con el apoyo de va-rios actores del sector, presentó el Programa de Redes Inteligentes Ecuador – REDIE, que bus-ca incorporar un nuevo modelo de gestión del sistema eléctrico, sustentado en tecnologías avanzadas de medición, monitoreo y comu-nicación, y que involucre desde la producción hasta el consumo de la energía eléctrica.

Entre los objetivos del programa se incluye la optimización para planificar y operar los siste-mas eléctricos, mejorar la calidad de servicio de energía y la capacidad de respuesta ante imponderables, y conocer la forma en que los clientes consumen la energía eléctrica. Esta modernización del sistema eléctrico ecuato-riano permitirá tener un registro en tiempo real de todo lo que sucede en los elementos del mismo, desde las fuentes de generación hasta los usuarios finales, lo cual también forma parte del proceso de eficiencia energé-tica liderado por el Ministerio de Electricidad (MEER, 2013b).

Con ello, el Ecuador es uno de los pioneros en la región en la implementación de redes inte-ligentes, pues están en marcha varias iniciati-vas, entre las que se destacan la diversificación de la matriz energética a través del desarrollo de proyectos con energías renovables (8 hi-droeléctricos, 1 eólico, varios fotovoltaicos y de biomasa), nueva infraestructura de trans-misión (500 kV) e incorporación de tecnología de punta para la gestión de la red distribución (MEER, 2013b).

A menor escala, existen también avances en la investigación sobre redes inteligentes en algunas universidades del país. Por ejemplo, la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Cuenca desarrolla un proyecto de investiga-ción denominado “Control Óptimo de Deman-da y Generación de una Micro-red eléctrica mediante Sistema de Control de Red”, basado en Teoría de Juegos. El proyecto está previsto concluirse en junio de 2015.

Adicionalmente, se han realizado encuentros sobre el tema, organizados por el Colegio de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos tanto de Pichincha como de Azuay, y se vienen desa-rrollando programas y proyectos de eficiencia energética en diferentes instituciones del Es-tado como el INER y el CENACE, con criterios de “smart-grids”. Por ejemplo, el programa de eficiencia energética de la corporación Cen-tro Nacional de Control de Energía – CENACE tiene como objetivo de corto plazo optimizar el uso de la energía en sus instalaciones, incorpo-rando eficiencia energética y diversificando el suministro a través de energías renovables. A largo plazo, se apunta a contar con un Sistema de Gestión de Energía para la Corporación (CE-NACE, 2013).

Actualmente, la edificación del CENACE en Quito, opera como una micro-red inteligente. Luego de realizada la auditoria energética co-rrespondiente, se instaló un sistema fotovol-taico de 44 kilovatios pico (kWp) de potencia (192 paneles), conectado a la red, lo que cubre el 30 % de la demanda de potencia del edificio. A ello se sumará la instalación de un sistema eólico de 5 kW para cubrir un 5 % adicional de la demanda. El resto será abastecido por la red pública (CENACE, 2013). Al tener 3 fuentes de energía, el edificio se comporta como una (mi-cro) red, donde podrán interactuar las fuentes y las cargas, para una gestión óptima de la ener-gía (Figura 5.27).

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

252


Una iniciativa similar a la del CENACE fue desarrollada a finales del año 2013 por la Em-presa Eléctrica Regional Centrosur. En la CEN-TROSUR se aprovechó la cubierta del edificio matriz en Cuenca, en un área de aproximada-mente 200 m2, para instalar 112 módulos foto-voltaicos, de 250 Wp de potencia c/u, dividido en dos sub-campos, cada uno conformado por 4 circuitos con 14 módulos cada uno. El siste-ma fotovoltaico alcanza una capacidad total instalada de 28 kWp, para cubrir casi un 6 % del consumo mensual de electricidad del local. El proyecto busca diversificar el abastecimiento de energía eléctrica del edificio mediante ener-gía renovable, contribuyendo así a la reducción de emisiones de CO2 (Centrosur, 2014). La Figu-ra 5.28 muestra un esquema del sistema insta-lado, que se encuentra operativo desde enero de 2014, donde también se han incorporado criterios de eficiencia energética en las cargas del edificio.

Finalmente, la Universidad de Cuenca tiene proyectado para finales de 2015, inaugurar en su campus de Balzay (Cuenca) una micro-red

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

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

253


5.10 / Conclusiones

1. El presente capítulo analiza los aspectos conceptuales de eficiencia energética y ahorro de energía, tanto a nivel “micro” (usuario final) como a nivel “macro” (sis-temas/países). Aunque existen varias definiciones de “Eficiencia Energética”, todas coinciden en que su objetivo es la reducción del consumo de energía man-teniendo (o mejorando) los mismos ser-vicios energéticos y sin afectar nuestra calidad de vida. La eficiencia energética es un concepto transversal que impacta a todas las economías del mundo, inclu-yendo nuestro país.

2. En el capítulo se presentan indicadores de producción y consumo de energía en el Ecuador junto con los principales pro-blemas asociados a dichos procesos y que repercuten en la eficiencia misma del sis-tema energético nacional.

3. En lo relacionado al consumo de com-bustibles fósiles (derivados de petróleo y GLP), el efecto de los subsidios energéti-cos es un tema que escapa al alcance del presente capítulo pero que requiere de un profundo estudio. Un cambio efectivo de la matriz energética del Ecuador deberá cimentarse en el referido análisis.

4. Respecto al tema específico de la ener-gía eléctrica, se han identificado los tres sectores de mayor consumo: residencial, industrial y comercial. Adicionalmente, se ha logrado determinar los usos finales de la electricidad en dichos sectores, lo cual permite contar con un diagnóstico y acometer con programas y proyectos de eficiencia energética en el Ecuador.

5. Como aspecto medular del capítulo y con un enfoque particular en el sector eléc-

trico, se describen las principales políti-cas y programas de eficiencia energética que se vienen implementando en el país, muchos de ellos liderados por el Estado ecuatoriano, a través del Ministerio del ramo, el MEER.

6. Finalmente, el capítulo busca plantear la vía a seguir para el sector eléctrico ecua-toriano, en cuanto a mejorar su eficiencia, a través de la incorporación de las deno-minadas “redes inteligentes”. Para ello, se hace una descripción de las mismas y las razones por las que se las debería adoptar. Afortunadamente, en este tema el país ya empieza a dar los primeros pasos.

7. Si bien se ha avanzado mucho en los últimos años, es necesario alcanzar la institucionalización de la eficiencia ener-gética en el Ecuador. Para ello se requie-re profundizar los análisis de oferta/de-manda de energía, particularmente en el sector eléctrico, de la mano de políticas públicas elaboradas cuidadosamente, de inversiones significativas en infraestruc-tura orientada a las redes del futuro, con compromisos de los sectores público y privado para investigación, desarrollo e innovación (IDI) pero, sobre todo, es im-perativo contar con el necesario talento humano local que coadyuve a superar las actuales barreras y vulnerabilidades del sistema eléctrico ecuatoriano. En este úl-timo aspecto, la universidad ecuatoriana deberá jugar un rol protagónico.

8. El cambio de la matriz energética, don-de la eficiencia es un pilar fundamental, promoverá la diversificación de la matriz productiva lo que, en el mediano y largo plazos, contribuirá al desarrollo sosteni-ble del Ecuador.

254



1. Albornoz, E.- MEER (2012), Instrumentos e Incen-tivos para la Promoción de Eficiencia Energé-tica, presentado en el 1er Encuentro Interna-cional de Empresas Públicas Eficientes, Quito, 29 de junio.

2. Alcott, B. (2005), “Jevons’ paradox”, Ecological Eco-nomics 54 (1) 9–21.

3. ANDES, Agencia de Noticias (2015), http://www.andes.info.ec/es/noticias/vehiculos-electri-cos-ecuador-empezaran-funcionar-segun-do-semestre-2015.html

4. Banco Central del Ecuador (2012) Reporte del Sec-tor Petrolero IV Trimestre de 2012

5. BID – Banco Interamericano de Desarrollo (2012), “Justificación de la intervención del gobierno en el mercado de eficiencia energética”, Serie sobre Eficiencia Energética.

6. BP (2013) Statistical Review of World Energy, June (www.bp.com/statisticalreview)

7. CEDA – Centro Ecuatoriano de Derecho Ambiental (2011), Hacia una Matriz Energética Diversifi-cada en Ecuador.

8. CENACE – Corporación Centro Nacional de Con-trol de Energía (2013), Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética, Tríptico, noviembre.

9. CENACE-INECEL (1984), Historia del Sistema Eléc-trico Ecuatoriano.

10. CENTROSUR (2014), Proyecto de Generador Foto-voltaico – CENTROSUR, Dirección de Planifi-cación, Dpto. de Estudios Técnicos

11. CEPAL, OLADE, GTZ (2010) Situation and perspec-tives on energy efficiency in LAC (disponible en http://www.cepal.org/drni/)

12. Céspedes, R. (2011), Conferencia “Smart Grids en el Sector Eléctrico”, Hotel Colón, Guayaquil, 26 de mayo.

13. Clark II, W.H. (1998), Análisis y gestión energética de edificios, McGraw-Hill/Interamericana de España, Madrid.

14. CNEL E.P. (2014), http://www.cnel.gob.ec/quienes-somos.html.

15. CONELEC – Consejo Nacional de Electricidad (2013), www.conelec.gob.ec (acceso 15 octubre 2013)

16. Coviello, M. (2012), Situación y Perspectivas de la Eficiencia Energética en América Latina y el Caribe, Conferencia en el III DIALOGO POLITI-CO REGIONAL EN EFICIENCIA ENERGÉTICA, CEPAL 2012

17. El Ciudadano (2015),http://www.elciudadano.gob.ec/vehiculos-electricos-son-una-reali-dad-en-ecuador/.

18. El Comercio (2014), http://www.elcomercio.com/actualidad/cuotas-importacion-afecta-ron-oferta-hibridos.html

19. El Mundo (2003), www.elmundo.es/elmun-do/2003/08/15/internacional/1060907667.html.

20. El Universo (2013), http://www.eluniverso.com/noticias/2013/05/13/nota/921741/venta-ca-rros-hibridos-cayo-39-frente-2011

21. ENDESA (2013), www.endesa.com/es/conoceen-desa/lineasnegocio/principalesproyectos/Malaga_SmartCity.

22. ESPOL (2013),http://noticias.espol.edu.ec/article/espol-una-de-las-mas-verdes-del-planeta

23. European Smart Grids Technology Platform (2006), Directorate-General for Research Sus-tainable Energy Systems.

24. Falchi, F., Cinzano, P., Elvidge, C.D. , Keith, D.M., and Haim, A. (2011), “Limiting the impact of light pollution on human health, environment and stellar visibility”, Journal of Environmen-tal Management 92 (2011) 2714-2722.

25. Gallaway, T., Olsen, R. N., and Mitchell, D. M. (2010), “The economics of global light pollution”, Eco-logical Economics 69 (2010) 658–665

26. IDAE – Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía(2013), www.idae.es(acceso 15 octu-bre 2013).

27. INER – Instituto Nacional de Eficiencia Energé-tica y Energías Renovables (2013), www.iner.gob.ec (acceso 30 de octubre 2013).

28. Jiménez, R. A. and Mercado, J. (2013), Energy in-tensity: a decomposition and counterfactual exercise for Latin American countries (IDB working paper series; 441).

29. Junestrand, S., Passaret, X. y Vázquez, D. (2005), Domótica y Hogar Digital, Int. Thomson Edi-ciones Spain Paraninfo S.A., Madrid.

30. Lescaroux, F. (2011). “Dynamics of final sectoral energy demand and aggregate energy intensi-ty”, Energy Policy 39 (1) 66-82.

31. MEER (2008), Políticas y Estrategias para el Cam-bio de la Matriz Energética del Ecuador.

32. MEER (2009), Estudio de Consultoría Los Usos Finales de Energía Eléctrica en el Sector Resi-dencial y Comercial.

33. MEER (2013a), www.energia.gob.ec/direccion-na-cional-de-eficiencia-energetica/

255


34. MEER (2013b), www.energia.gob.ec/el-ministe-rio-de-electricidad-presento-su-programa-re-des-inteligentes-en-ecuador/

35. MEER (2013c), http://www.energia.gob.ec/2013/08/page/3/

36. MEER (2015), www.energia.gob.ec/meer-y-onu-d i - p r o m u e v e n - p r i m e r a - c e r t i f i c a -cion-iso-50001-en-empresas-de-ecuador/

37. MICSE (2010), Estudio de Acompañamiento para el cambio de la matriz energética.

38. MICSE (2011), Presentación Matriz Energética del Ecuador, Pablo Carvajal MSc.

39. MICSE (2014), Balance Energético Nacional, www.sectoresestrategicos.gob.ec

40. Ministerio Coordinador de Producción, Empleo y Competitividad (2015), http://www.produc-cion.gob.ec/vehiculos-electricos-una-reali-dad-en-ecuador/.

41. Montesdeoca, L. y Acosta, A. (2012) “Desigualdad de los subsidios a la electricidad”, en ¡A (Re) distribuir! Ecuador para Todos, Senplades, Al-fredo Serrano Mancilla, coordinador

42. NEMA Standards Publication (2007),http://www.nema.org/stds/acadjustable.cfm

43. Normativa de eficiencia energética en Ecuador (http://www.energia.gob.ec/direccion-nacio-nal-de-eficiencia-energetica/).

44. OLADE/CEPAL/GTZ (2000), Energía y Desarrollo Sustentable en América Latina y el Caribe: Guía para la Formulación de Políticas Energé-ticas, OLADE, Quito.

45. OLADE (2013), Programa para América Latina y el Caribe de Eficiencia Energética

46. Patterson, M. G. (1996), “What is energy efficien-cy? Concepts, indicators and methodological issues”, Energy Policy, 24 (5) 377-390.

47. Rifkin, J. (2002), The Hydrogen Economy, Pen-guin Putnam Inc., New York.

48. Senplades (2009), El Plan Nacional del Buen Vivir (PNBV) 2009-2013.

49. Senplades (2013) Plan Nacional del Buen Vivir (PNBV) 2013-2017

50. Shawkat Ali, A.B.(ed.) (2013), Smart Grids: Oppor-tunities, Developments, and Trends, Spring-er-Verlag London.

51. Sioshansi, F. (ed.) (2011),Smart Grid: Integrating Renewable, Distributed and Efficient Energy, Academic Press-Elsevier, Waltham, MA, USA.

52. Smart+Connected Communities Institute (2012),www.smartconnectedcommunities.org

53. Swisher, J., Jannuzzi, G. and Redlinger, R. (1997), Tools and Methods for Integrated Resource Planning: Improving Energy Efficiency and Protecting the Environment, UNEP Collaborat-ing Centre on Energy and Environment – Riso National Laboratory.

54. Wikipedia (2012), http://es.wikipedia.org/wiki/VVT-i.

55. Wikipedia (2013), es.wikipedia.org/wiki/Ane-xo:Apagones_el%C3%A9ctricos#cite_note-13

56. Zheludev, N.(2007) "The life and times of the LED - a 100 year history", Nature Photonics, 1, Apnt. 189-192, www.nature.com/naturephotonics.

256


ANEXO 1 / ENCUESTA SECTOR RESIDENCIAL

Datos Generales1. ¿Cuántas personas habitan en la vivienda?2. ¿Tiene servicio de internet?3. ¿Cuántas líneas telefónicas tienen?4. ¿Come de vianda?

Iluminación5. ¿Cuántos focos incandescentes tiene?6. ¿Cuántos focos fluorescentes tiene?7. ¿Cuántos focos ahorradores tiene?8. ¿Cuántos focos dicroicos tiene?

Cocción de Alimentos9. ¿Cuántas cocinas tiene?10. ¿Cuántas arroceras eléctricas tiene?11. ¿Cuántos hornos tiene? ¿De qué tipo?12. ¿Cuántos hornos de microondas tiene?13. ¿Cuántas cafeteras eléctricas tiene?

257


Calentamiento de Agua14. ¿Cuántas duchas eléctricas tiene?15. ¿Cuántos calefones tiene? ¿De qué tipo?

Refrigeración16. ¿Cuántas refrigeradoras tiene?17. ¿Cuántas congeladoras tiene?

258


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

Otros22. ¿Cuántos televisores tiene?23. ¿Cuántos decodificadores de televisión pagada tiene?24. ¿Cuántos equipos de música tiene?25. ¿Cuántos computadores tiene?26. ¿Tiene bomba cisterna?

259

VI / Energía Eólicaen Ecuador

a SISENER INGENIEROS S.L. del Ecuador.

b Centro de Investigaciones para el Desarrollo ZEF (Universidad de Bonn,

Alemania)


Vaca Cordero, S., Jara Alvear J., 2015.

Energía Eólica en Ecuador.En: “Energías renovables





Stalin Vaca Corderoa, José Jara Alvearb (*)

6.1 / Introducción

6.1.1 / Aire. Atmósfera

Como sabemos, el aire es un fluido terrestre inodoro, incoloro, insípi-do; indispensable para la vida de los seres vivos. Está formado por una mezcla de gases: nitrógeno (N), oxígeno (O), argón (Ar), dióxido de car-bono (CO2), neón (Ne), helio (He), metano (CH4), criptón (Kr), hidrógeno (H2), óxido nitroso (N2O), xenón (Xe), ozono (O3), monóxido de carbono (CO), dióxido de sulfuro (SO2), dióxido de nitrógeno (NO2), amoníaco (NH3), como los más comunes (Mackenzie and Mackenzie, 1995). Todos estos componentes tienen una masa, un volumen, y por tanto, una densidad.

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


260

Se conoce como atmósfera a la masa gaseosa estratificada que envuelve al globo terrestre. El espesor de la atmósfera, de aproximadamente 600 km, es despreciable frente al diámetro de la Tierra (12.700 km). De acuerdo a la variación vertical de temperatura se identifican cuatro capas: troposfera, estratosfera, mesosfera y ter-mosfera. Algunas clasificaciones consideran a la exosfera también como una capa más. Entre cada una de estas capas existen capas inter-medias que representan transiciones o pausas de menor espesor, que poseen características propias. Estas zonas intermedias son: tropo-pausa, estratopausa, mesopausa y termopausa. A continuación se presenta una breve explica-ción de cada una de ellas:

a. troposfera o tropósfera.- es la capa inme-diata a la superficie terrestre. Es aquella donde se desarrolla la vida en la Tierra y se suceden los principales fenómenos meteorológicos (etimológicamente, tro-pos en griego significa cambio). En esta capa la temperatura disminuye según au-menta la altura. Contiene entre el 75 % al 80 % de la masa atmosférica. Su espesor es variable según la latitud y la variación climática (usualmente 15 km como pro-medio).

b. tropopausa.- es la zona límite entre la tro-pósfera y la estratósfera. En este punto la temperatura deja de reducirse con la altu-ra, estabilizándose ligeramente para luego invertirse el proceso y comenzar a subir conforme se asciende en la estratosfera. Sus rangos de temperatura y su espesor dependen igualmente de la localización geográfica (latitud) sobre la Tierra.

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

aumenta la altura. Aquí se presenta una subcapa distinguible de ozono, cercana al límite inferior de la capa –en torno a los 20 km– uno de los principales facto-res del efecto invernadero sobre la Tierra y la posibilidad de vida. Muchos aviones comerciales en trayectos de larga dis-tancia (aquellos preparados para dichas condiciones), vuelan en los límites infe-riores de esta capa para que el consumo de combustible sea menor, para evitar turbulencias y aprovechar que el flujo de aire en esta región es principalmente ho-rizontal y estable.

d. estratopausa.- constituye el límite y zona de transición entre la estratósfera y la mesósfera.

e. mesosfera o mesósfera.- es la capa com-prendida entre los 50 y 85 km. La gra-diente térmica aquí vuelve a ser positiva. Aquí la gran mayoría de los meteoros se queman o vaporizan cuando ingresan ha-cia la superficie terrestre. En esta capa se producen los fenómenos conocidos como nubes noctilucentes que se observan en latitudes polares en horas del crepúsculo. Es lo suficientemente fría como para con-gelar el vapor de agua en nubes de hielo.

f. mesopausa.- constituye el límite y zona de transición entre la estratósfera y la mesósfera. Se pueden encontrar tempe-raturas tan bajas como -90 ºC.

g. termosfera o termósfera, también ionos-fera o ionósfera.- siguiendo a la mesos-fera en orden ascendente, esta capa está comprendida entre los 85 y 600 km. Como es común a las capas atmosféricas, el es-pesor varía con latitud y época del año. El gradiente de temperatura se vuelve a in-vertir, aumentando la temperatura con el incremento de altura, pudiendo alcanzar-se temperaturas tan altas como 1.000 ºC. Estas altas temperaturas, por efecto de la

261

ENERGÍA EÓLICA EN ECUADORStalin Vaca, José JaraVI

radiación solar, permiten que se produzca el efecto de ionización de las moléculas presentes.

h. termopausa o también exobase.- es el lí-mite entre la termósfera y la exósfera.

i. exosfera o exósfera, también termósfera exterior.- en esta capa se encuentra el lí-mite con el espacio exterior. Su espesor

se considera usualmente comprendido entre los 600 y los 100.000 km, que es el límite donde actúa la gravedad terrestre. En esta capa los escasos átomos y mo-léculas escapan hacia el espacio exte-rior, aunque también puede producirse el efecto contrario, atrapándose polvo este-lar. El hidrógeno y el helio los principales componentes pero a muy bajas densida-des. Las figuras 6.1 y 6.2 muestran las ca-pas de la atmósfera.

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

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


262

6.2 / Definiciones sobre el viento

En Meteorología, se define al viento como el movimiento vertical, horizontal o paralelo a la superficie del terreno de una masa de aire pro-ducida en la atmósfera por causas naturales. En pocas palabras, el aire en movimiento cons-tituye viento. Es muy común cuando se trabaja en meteorología o energía eólica emplear cier-tos términos o conceptos, que es importante explicarlos para ir familiarizando al lector con su uso. A continuación los principales:

Velocidad del viento.- La velocidad del viento es quizás una de las medidas más importan-tes del recurso. Es la medida del movimiento del aire con respecto a la superficie de la tierra que cubre una unidad de distancia sobre una unidad de tiempo. El instrumento para medir la velocidad del viento es el anemómetro. Usual-mente se utilizan las unidades: m/s (metro por segundo), km/h (kilómetro por hora) en el Sis-tema Internacional, y ft/s (pies por segundo), mi/h (millas por hora) o kn (knot, nudo o milla náutica por hora) en el sistema anglosajón. Los knots se usan frecuentemente en aviación y náutica. La tabla 6.1 muestra las equivalencias de unidades de velocidad.

En la tradición meteorológica se utiliza la es-cala de Francis Beaufort, cuyo uso se ideó en el siglo XIX para uso náutico, aunque con el tiem-

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

Dirección del viento.- La dirección del vien-to es un indicador de la orientación de dónde proviene el viento. La dirección del viento se referencia mediante sistemas cartesianos/rec-tangulares o polares en situación a los puntos cardinales o en función de la circunferencia, en grados. La medición en radianes no es utili-zada. Por ejemplo, un viento del norte significa que proviene desde el norte y que sopla hacia el sur; un viento del noroeste significa que pro-viene de la dirección noroeste y que se dirige hacia el sureste. Un viento de 45º significa un viento que proviene de la dirección noreste di-rigiéndose hacia el suroeste (45º respecto del norte medido en sentido horario). Como es sa-bido, el norte de los puntos cardinales se refe-rencia con el norte geográfico. Nótese que el norte geográfico es aquel que coincide con el eje de rotación de la Tierra. Este es el empleado en la cartografía y se llama también norte ver-dadero. Existe igualmente el norte magnético, que es aquel que señala la aguja de una brújula producto del campo magnético de la Tierra.

En aplicaciones de energía eólica es usual uti-lizar equipos de medición de dirección y velo-cidad del viento. Los instrumentos de medida

Tabla 6.1 / Unidades de medida de velocidad del viento

nudomi/hpie/skm/hm/s

1 m/s

1 km/h

1 pie/s

1 mi/h

1 nudo

1

0,2777778

0,3048000

0,4470400

0,5144444

3,600000

1

1,097280

1,609344

1,852000

3,280840

0,9113444

1

1,466667

1,687810

2,236936

0,6213712

0,6818182

1

1,1507790

1,9438445

0,5399568

0,5924838

0,8689762

1

263


Tabla 6.2 /Escala de Beaufort

Beaufort

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

término

calma

ventolina

brisaligera

brisasuave

brisamoderada

brisafresca

brisafuerte

temporalmoderado

temporalfresco

temporalfuerte

ventarrón

tormentao borrasca

huracán

km/h

0-1

2-5

6-11

12-19

20-28

29-38

39-49

50-61

62-74

75-88

89-102

103-117

>118

m/s

0-0,2

0,3-1,5

1,6-3,3

3,4-5,4

5,5-7,9

8-10,7

10,8-13,8

13,9-17,1

17,2-20,7

20,8-24,4

24,5-28,4

28,5-32,6

>32,7

nudos

<1

1-3

4-6

7-10

11-16

17-21

22-27

28-33

34-40

41-47

48-55

56-63

>64

descripción de efeos

el humo se eleva verticalmente, el mar parece un e�ejo

el humo se mueve ligeramente con la brisa y mue�ra la dirección del viento

se siente la brisa en el ro�ro y se escucha un ligero susurro

el humo se mueve horizontalmente y ramas pequeñas comienzan a balancearse, las banderas comienzan a extenderse

se mueve el polvo o arena suelta en el piso, ramas más grandes se balancean, papeles sueltos vuelan

se forman olas superficiales en el agua y árboles pequeños se balancean

los árboles comienzan a doblarse con la fuerza del viento y se produce un silbido en líneas telefónicas, se forma algo e�uma en el mar

Grandes árboles se balancean. E�uma moderada en el mar. Se siente resi�encia al caminar.

Ramitas se rompen de los árboles y grandes extensiones de e�uma se forman en el mar.

Ramas de los árboles se rompen.

Los árboles sales con sus raíces, y el mar tiene apariencia blanquecina.

Daños extensos.

Daños e�ru�urales en la tierra y olas de tormenta en el mar.

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


264

de la velocidad del viento se conocen como anemómetros, mientras que los que registran la dirección del viento se conocen como ve-letas (Figura 6.3). Las veletas usualmente se referencian en campo usando una brújula. La discrepancia entre norte geográfico y norte magnético, conocida como declinación mag-nética, es comúnmente despreciable para esta aplicación. Obsérvese que el eje de la Tierra su-fre una precesión y una nutación, además de la conocida rotación, que causan que el norte geográfico cambie en el tiempo (≈26.000 años para la precesión y ≈19 años para la nutación). El movimiento de precesión es similar al cabe-ceo que se observa en un trompo que gira no vertical. El movimiento de nutación es la os-cilación periódica del eje terrestre hacia arri-ba y hacia abajo, provocada por las fuerzas de atracción entre Sol-Luna-Tierra. La nutación puede verse en un trompo que está a punto de caerse. Asimismo, el polo magnético de la Tie-rra está continuamente moviéndose. Se podría concluir que un ‘norte verdadero’ o al menos un norte fijo, realmente no existe.

La rosa de los vientos (Figura 6.4) es un círculo que tiene marcados los rumbos o direcciones en que se divide la vuelta del horizonte. En energía eólica es usual usar rosas de vientos con al menos 8 direcciones (4 puntos cardina-les más 4 rumbos laterales), aunque se prefiere las de 12 y 16 direcciones (8 rumbos colaterales) debido a cierta precisión requerida en la defini-ción de la dirección del viento.

Los gráficos de rosas de viento suelen usarse en conjunto con gráficos polares en donde la dirección norte coincide con la dirección 0º, y los ángulos se miden en sentido horario. Se suelen emplear para representaciones de la frecuencia de la dirección del viento, la mag-nitud de la velocidad del viento, o inclusive la magnitud de la energía esperada.

En las siguientes gráficas (Figuras 6.5 y 6.6) pue-den observarse distintas formas de representa-ción de interés en el campo eólico con rosas de vientos de un proyecto eólico en Ecuador para un lugar estudiado. Los valores representan promedios o sumas anuales, según sea el caso. En la figura 6.5 se muestran rosas de viento para el mes de julio en cierto lugar. El gráfico de la izquierda indica las direcciones más frecuentes. La dirección más frecuente es la nornordeste, con un 24 % del tiempo, prevaleciendo sobre to-das las demás. El gráfico de la derecha es una rosa de vientos de velocidades promedio. Los círculos equidistantes representan la velocidad del viento (la escala indica hasta 10 m/s), mien-tras los sectores radiales circulares indican ángulos o direcciones de viento. Las mayores velocidades de viento promedio, cercanas a 9 m/s, se producen alrededor de la dirección nor-nordeste al igual que en la dirección oeste, sien-do las otras direcciones de velocidad promedio más pequeñas (< 4 m/s) originándose por consi-guiente dos lóbulos.

El análisis conjunto de los dos gráficos permite saber que altas velocidades de viento se pro-ducen alrededor de la dirección nornordeste y oeste, pero que sin embargo el viento que sopla desde la dirección oeste es muy poco frecuente en julio. La dirección nornordeste al tener una alta velocidad y por ser prevalente es la de ma-yor contenido energético.

El saber las direcciones predominantes es de gran importancia al momento de evaluar efectos del suelo u obstáculos sobre los aerogeneradores, o los efectos estela que podrían producirse cuando existan dos o más turbinas en un parque eólico.Figura 6.4 / Rosa de los vientos de 16 rumbos.

265


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

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

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

las pocas veces que el viento proviene de esta dirección, tienen un alto contenido energético, a la final una gran velocidad. Igualmente, no obstante la dirección oeste noroeste es muy frecuente, esto no significa que tenga gran aporte energético; o sea, la velocidad desde este rumbo es muy baja. El viento que proviene del oeste tiene buena frecuencia y tiene buena velocidad.

Finalmente examínense los gráficos polares de la Figura 6.7. Ambos representan la frecuencia de la velocidad del viento, en color gris se di-buja la velocidad máxima registrada y en color negro la velocidad promedio. Se comparan dos meses distintos del año.


266

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

Esta idea es clave en la identificación de sitios eólicos, pues usualmente las personas se enga-ñan porque sienten o perciben ráfagas de vien-to en ciertos lugares, en cierta época del año. Esa alta velocidad puede ser muy puntual en un periodo de tiempo y no precisamente refleja que el sitio tenga buenos promedios como para ser aprovechados eólicamente.

Aire húmedo, saturado, seco.- El aire húmedo es aquél que contiene una humedad relati-

va superior al 80 %. El aire saturado es aquél que contiene la cantidad máxima de vapor de agua posible para una temperatura y una pre-sión dadas (100 % de humedad). El aire seco no contiene vapor de agua (0 % de humedad rela-tiva), aunque en ciertos contextos técnicos se considera aire seco a aquél que tiene una baja humedad relativa (usualmente inferior a 40 %). El aire seco puede producir incrementos en problemas de salud (asma, bronquitis, sinusi-tis, hemorragias nasales o deshidratación en general), irritación de la piel y ojos, sequedad de labios, aumento de la electricidad estática y aumento de la sensación térmica.

Sensación térmica del viento.- La sensación térmica del viento o temperatura de sensación, conocida en inglés como “windchill” (Se suelen dar alertas meteorológicas llamadas ‘windchill warning’), es una medida del enfriamiento que percibe una persona debido a la pérdida de ca-lor del cuerpo cuando el viento pasa sobre piel expuesta. La pérdida de calor corporal es mayor cuanto más rápido sopla el viento; por tanto, mientras más veloz sea el viento, más frío per-cibirá la persona. Su cálculo toma en cuenta la temperatura, humedad relativa y la velocidad del aire. Por ejemplo, una temperatura de 25 ºC, con una humedad relativa del 0 %, con una ve-locidad de viento de 0 m/s, es decir una calma absoluta, se tendría una sensación térmica de

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

267


22 ºC. Sin embargo, con la misma temperatura y humedad pero una velocidad de viento entre 36 y 50 km/h, la sensación podría ser cercana a 10 ºC. Por otro lado, con una humedad del 85 % (muy frecuente en zonas tropicales), un vien-to de 0 m/s se sentirían 27 ºC. Con un viento comprendido entre 36 y 50 km/h se sentirían 24 ºC. La sensación térmica del viento es un parámetro muy importante en zonas de climas fríos ya que una baja temperatura sumada con vientos altos puede provocar un congelamiento rápido a personas que no usen la protección adecuada, en periodos tan rápidos como entre 5 y 30 minutos.

Ráfaga: Una ráfaga es un viento fuerte, repen-tino y de corta duración. La NDFD (National Digital Forecast Database, Estados Unidos) la define como la velocidad máxima del viento de 3 segundos (en nudos) que se produce dentro de un intervalo de 2 minutos a una altura de 10 metros. De acuerdo con la práctica de ob-servación meteorológica en EE.UU., las ráfagas se presentan cuando la velocidad máxima del viento alcanza al menos 16 nudos y la variación en la velocidad del viento entre los picos y va-lles es superior a 9 nudos. La duración de una ráfaga es por lo general menos de 20 segundos.

Torbellino: Un torbellino, vórtice o remolino de viento es una columna de viento de rotación

rápida a pequeña escala, formada térmicamen-te y propensa a desarrollarse en tardes calien-tes, claras, secas. A menudo son visibles por el polvo, la suciedad o los residuos que recoge.

Tornado: Un tornado o huracán es una pertur-bación atmosférica más violenta, en forma de remolino, que se forma a partir de una nube cu-mulonimbos, de extraordinario desarrollo, re-sultado de una excesiva inestabilidad. Provoca un intenso descenso de la presión en el centro del fenómeno y fuertes vientos que circulan en forma ciclónica.

Viento cruzado: En aeronáutica se usa con fre-cuencia el término “viento cruzado" para de-signar al componente de viento que sopla en dirección perpendicular a la dirección o trayec-toria que sigue una aeronave.

Turbulencia: La turbulencia es la cualidad del viento en la que éste se vuelve desordenado, caótico en su movimiento, debido usualmente al choque frente a un obstáculo.

Perfil vertical de viento.- El perfil vertical de viento es un gráfico cartesiano de la velocidad del viento (m/s) frente a la altura sobre el suelo (m), expresado usualmente en unidades SI (Fi-gura 6.8). Como se vio en el punto introductorio sobre la atmósfera según se eleve sobre el sue-

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


268

lo una medida del viento, ésta puede decrecer o crecer en cuanto a velocidad. Este efecto se produce tanto a gran escala como a escala pe-queña. La forma del perfil de viento a bajas al-turas (< 200m), está altamente influenciada por la orografía del terreno circundante al punto de medida.

Los obstáculos naturales (árboles, formaciones rocosas, montañas, cerros, laderas) y los hu-manos (edificaciones, cultivos) alrededor de un punto de interés tienen el efecto de reducir la velocidad del viento y hacerlo más turbulento. En condiciones climáticas normales, sobre un terreno plano sin estorbos, el viento tiene un flujo de componente horizontal principalmen-te, y aumenta de velocidad a medida que gana en altura (Figura 6.8, derecha).

El perfil vertical también se conoce como ci-zalladura vertical o cortadura del viento (wind shear en inglés). Por supuesto también puede haber una cizalladura horizontal, pero desde el punto de vista del aprovechamiento eólico sue-le ser más interesante conocer la cizalladura vertical en primera instancia. La relación entre velocidad y altura sobre el terreno tiene forma exponencial, representada de los principios de la mecánica de fluidos por la ecuación de Lud-wig Prandtl:

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

Donde v(z) es la velocidad que se desea a una altura z dada en metros, vi es la velocidad inicial conocida en m/s, zi es la altura a la que se pro-duce vi, y α es el coeficiente de cizalladura, tam-bién conocido coeficiente de rugosidad o lon-gitud de rugosidad. Obsérvese que en algunas ocasiones puede existir una inversión, es decir, una reducción de la velocidad con el aumento de altura, por lo que para aquellos casos se de-berá hacer la corrección matemática adecuada. También es de anotar que el aumento de la velo-cidad con la altura no es infinito y está limitado por el comportamiento de las diferentes capas atmosféricas, más otros efectos locales.

Rugosidad.- La rugosidad, en inglés roughness, es una medida de la complejidad del terreno, indica el efecto colectivo de la superficie del suelo y los obstáculos presentes. Para su eva-luación existen dos formas: una cualitativa y una cuantitativa (medición). Cada método se escoge según la importancia de la estimación. Por ejemplo, en análisis preliminares someros, proyectos de pequeña escala, o estudios de pre-factibilidad de grandes proyectos inclusive, es más que suficiente una estimación en base a la observación del tipo de terreno. Sin embargo, llegada una etapa de diseño prolijo, en la que es necesario obtener producciones de energía y rendimientos lo más cercanos a la realidad, es necesario indiscutiblemente realizar cálcu-los basados sobre todo en mediciones. La es-timación cualitativa, de naturaleza empírica y subjetiva inherentemente, se realiza tratando de clasificar al suelo en clases por su compo-sición. En la Tabla 6.3 se explican estas clases.

La longitud de rugosidad del agua usualmen-te se toma como valor cero en la mayoría de software de cálculo. Para hallar la equivalencia numérica entre la clase de rugosidad y la longi-tud de rugosidad se puede utilizar las siguien-tes fórmulas:

si longitud ≤ 0,03 m

269


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

Donde U(z1) es la velocidad de viento a la altura z1 y U(z2) es la velocidad de viento a la altura z2. z0 es la longitud de rugosidad.

En el análisis de proyectos eólicos es conve-niente utilizar mapas de rugosidad. Ya que la rugosidad puede cambiar significativamente

entre un sector u otro de una zona de estudio, se elaboran mapas que reflejan dichas propie-dades. Algunos software de cálculo requieren la especificación si un objeto es un elemento de rugosidad (integrado en el paisaje) o es propia-mente un obstáculo escudo (usualmente edifi-caciones o construcciones humanas). Un escu-do es la disminución relativa en la velocidad del viento causada por un obstáculo en el terreno. Que un obstáculo haga de escudo depende de:

• la distancia entre el obstáculo y el sitio(x)• la altura del obstáculo (h)• la altura del punto de interés en la zona (H)• la longitud del obstáculo (L)• la porosidad del obstáculo (P)

0,00020,00030,00100,00240,00500,00800,01000,02000,0300

0,0550

0,1000

0,2000

0,30000,4000

0,50000,80001,6000

100

73

52

45

39

31

24

1813

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,54

Claselongitud derugosidad (m)

Índice deEnergía (%)

Descripción

Superficies de agua (mares, lagos).Superficies suaves de arena.Superficies suaves de nieve.Terreno completamente abierto con superficie lisa.Suelo desnudo de forma suave.Céed cortado.Pi�as de hormigón de aeropuertos.Áreas de aeropuerto con edificios y árboles.Zonas agrícolas abiertas sin vallas, setos; edificios muy diersos. Sólo colinas suavemente redondeadas.Terreno agrícola con algunas casas y cercos de setos de8 m de altura con una di�ancia de aprox. 1250 m.Terreno agrícola con algunas casas y cercos de setos de8 m de altura con una di�ancia de aprox. 500 m.Tierras agrícolas con muchas casas, arbu�os y plantas,o cercos de setos de 8 m de altura con una di�ancia de aprox. 250 m.Cortavientos o franjas de protección.Pueblos, ciudades pequeñas, terrenos agrícolas conmuchos o altos cercos, bosques y terreno muy áero y desigual.Suburbios.Ciudades más grandes con edificios altos. Bosques.Muy grandes ciudades con edificios altos y rascacielos.

Tabla 6.3 / Clases de rugosidad


270

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

Para definir si un objeto es un escudo o un ele-mento de rugosidad se puede usar esta guía:

• si el punto de interés (por ejemplo un ane-mómetro o el buje del aerogenerador) está más cercano a ~50 veces la altura del obs-táculo con el obstáculo y está más cerca-no a ~3 veces la altura del obstáculo con el suelo, el objeto probablemente debería ser tomado como un obstáculo. En este caso, el obstáculo no debe ser considera-do al mismo tiempo como un elemento de rugosidad.

• si el punto de interés está más lejos que ~50 veces la altura del obstáculo o más

lejos a ~3 veces la altura del obstáculo, el objeto debería probablemente ser un ele-mento de rugosidad.

Dado que la mayoría de los anemómetros se montan a una altura estándar de 10 m sobre el suelo y a menudo muy cerca de los edificios, el efecto escudo es muy grave potencialmente en el futuro análisis de los datos de viento. Por otro lado, una turbina de viento con una altura de buje de 40-50 m sobre el nivel del suelo, y si-tuada lejos de edificios, raramente experimen-tará el efecto escudo.

Debido a la gran influencia del entorno sobre un sitio de análisis, es recomendable disponer de un mapa topográfico con la mayor extensión posible a fin de poder identificar y asignar las rugosidades que afecten al proyecto. En pro-yectos pequeños esta información puede ser cara y difícil de obtener, y suele ser suficiente con analizar el entorno inmediato al sitio de in-terés. En proyectos medianos y grandes, donde suele ubicarse un número mayor de aerogene-radores y de gran potencia, se suele requerir un plano topográfico con curvas de nivel entre 5 m y 50 m, dependiendo si la intención es reali-zar una ingeniería fina, de detalle o un análisis de factibilidad. La selección del intervalo de

Figura 6.9 / Comportamiento de un obstáculo

271


curvas de nivel también suele elegirse según la orografía de la zona de estudio. Por supues-to, cuando se usa intervalos de curva de nivel pequeños, éstos deben corresponder a valores reales y no a valores interpolados, pues una in-terpolación de curvas de 50 m a curvas de 5 m tendrá la misma figura y no aportará informa-ción adicional.

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

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

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

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

Densidad del Aire.- Una de las cualidades más importantes del aire, desde el punto de vista energético, es su densidad. La energía en el viento, como se detallará más adelante, es di-rectamente proporcional a su densidad; o sea, a mayor densidad mayor energía del viento.

La densidad del aire no puede ser un valor esta-ble en el tiempo porque está compuesto por va-rios gases. Como es conocido, los gases varían

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


272

su volumen según su temperatura y presión. La temperatura es un factor cambiante en la at-mósfera a cada instante. Sería imposible pen-sar que por los cambios estacionales del plane-ta, por los cambios diarios por el movimiento de rotación, se consiga una densidad de aire de valor constante. No obstante, el rango de va-riación sí puede ser pequeño o muy pequeño, dependiendo del clima local y la latitud del lu-gar. La presión, en este caso la presión atmos-férica, asimismo puede ser un factor de varia-ción debido a los movimientos de las grandes masas de aire. Por último, las cantidades de los diferentes gases presentes en el aire de un si-tio pueden estar cambiando, ya sea por ciclos naturales de elementos o por efectos humanos (contaminación por ejemplo).

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

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

Donde ρ es la densidad buscada, ρ0 es la densi-dad del aire a nivel del mar (1,225 kg/m3) y z la altura del sitio. Estas estimaciones se hacen considerando una temperatura de 25 ºC.

Existe una metodología que considera la tem-peratura y la altitud para el cálculo. En este caso se utiliza un gradiente fijo de temperatura Γ. Su ecuación es:

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

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

273


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

Donde :

ρ10 min es la densidad del aire promediada 10 mi-nutos, B10 min es la presión atmosférica medida promediada sobre 10 minutos, R0 es la constan-te de los gases del aire seco: 287,05 J/(kg K), T10

min es la temperatura absoluta del aire medida, promediada sobre 10 minutos.

El método más preciso, y por ello el más reco-mendable, es el señalado por el Comité Interna-cional de Pesas y Medidas, denominado CIPM-1981/91 el cual tuvo una pequeña modificación en 2007 (A. Picard, R. S. Davis, M .Gläser y K. Fujii) por ajuste de constantes. Esta metodo-logía es la oficial adoptada en Ecuador por el INEN para el cálculo de la densidad del aire, y su procedimiento se halla descrito en el reporte institucional LPC-PC-01 de fecha mayo de 2007:

Donde:

ρ - densidad del aire, en kg/m3

p - presión barométrica promedio entre Pf y Pi, en Pa

Ma - masa molar del aire seco, en kg/molZ - factor de compresibilidad de los gases (adimensional)R - constante molar de los gases en J/(mol K)T - temperatura termodinámica según ITS-90 (T = 273,15 +t, con t en ºC), en Kxv - fracción molar de vapor de agua, (valor adimensional)Mv - masa molar del vapor de agua, en kg/mol

La incertidumbre de este cálculo se determina como:

Donde

ct - coeficiente de sensibilidad para temperaturaut - incertidumbre de las magnitudes de influencia calóricacp - coeficiente de sensibilidad para presión atmosféricaup - incertidumbre de las magnitudes de presiónch - coeficiente de sensibilidad higrométricauh - incertidumbre de las magnitudes higrométricascR - coeficiente de sensibilidad molecularuR - incertidumbre de las magnitudes de influencia molecularcEcu- coeficiente de sensibilidad ajustado al EcuadoruEc - incertidumbre de las magnitudes ajustadas al Ecuador

En proyectos eólicos, una incertidumbre del cuarto dígito en el cálculo de la densidad es suficiente.

La fórmula del CIPM depende principalmente de cuatro parámetros de entrada: presión baro-métrica, temperatura del aire, humedad relati-


humedadpresión barométricatemperaturadensidad

84 %1.010,75 mbar23,2 ºC1,1779 kg/m3

79 %686,35 mbar13,1 ºC0,8300 kg/m3

96 %718,3 mbar10,5 ºC0,8768 kg/m3

E�ación Guayaquil Cuenca Quito

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

Donde: ρ es la densidad del aire en kg/m3, p es la presión atmosférica en hPa, hr es la humedad relativa del aire en %, t es la temperatura del aire en ºC. Esta fórmula ofrece resultados con una incertidumbre relativa de aproximadamente de 2,4 x 10-4 bajo las siguientes condiciones am-bientales (sin incluir todavía la incertidumbre debida a los instrumentos de medición):

600 hPa ≤ p ≤ 1.100 hPa20 % ≤ h ≤ 80 %15 ºC ≤ t ≤ 27 ºC

Con la última ecuación los datos de entrada se reducen a tres: presión atmosférica, humedad relativa y temperatura del aire. Analicemos con la dependencia de la densidad de ellos tres: Para un sitio dado, si la presión y temperatura se mantienen pero la humedad aumenta un 40 %, la densidad disminuye alrededor de un 0,25 %. Si ahora la temperatura y la humedad son constantes, y se disminuye la presión un 40 %, la densidad cae un 40 % aproximadamente también. Si, finalmente, la presión y humedad son constantes, pero la temperatura aumenta

un 40 %, la densidad disminuye un 4 % apro-ximadamente. En conclusión, la densidad del aire es altamente dependiente de la presión atmosférica (altitud). La temperatura tiene también cierta influencia apreciable pero en menor escala. La influencia de la humedad puede considerarse muy pequeña, y para cier-tas aplicaciones, despreciable. En conclusión, con miras a obtener un buen sitio de aprove-chamiento eólico en función de la densidad del aire, los lugares cercanos al nivel del mar serán los mejores. Un sitio con menor temperatura promedio también será mejor que otro de tem-peratura más alta. Esto se puede apreciar con tres ejemplos prácticos, para las ciudades de Guayaquil, Quito y Cuenca, como se muestra en la Tabla 6.4, utilizando datos de las estaciones meteorológicas de la Agencia Espacial Ecuato-riana para un día al azar, a la misma hora.

Como se aprecia por condiciones de situación geográfica (altitud), y climáticas (temperatura y humedad) un lugar puede tener mejores pro-piedades de densidad de aire. Aun incluso si son lugares de situación geográfica parecida las particularidades pueden arrojar resultados diferentes. Nótese que una ciudad como Gua-yaquil puede tener 25 % más de potencial ener-gético eólico que una ciudad como Quito, sólo por su ubicación y climatología.

6.3 / Formación del Viento. Tipo de Vientos

El viento, como muchos fenómenos terrestres, está relacionado a sus movimientos plane-tarios: rotación y traslación. Por tanto puede considerarse a la energía eólica, otra energía derivada de la interacción de la Tierra con el

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

275


Sol. El viento debe entenderse como ocasiona-do por fenómenos a nivel de gran escala y de pequeña escala. O sea, el viento en un determi-nado punto geográfico tiene origen tanto en los efectos planetarios como en las particularida-des del sitio: características climáticas, orogra-fía, influencia humana. Al analizar la bondad de un sitio eólico para su explotación se realiza un estudio de micro-escala, factor inherente al tamaño de la aplicación. Esto no impide, sin embargo, que los efectos de macro-escala sean tomados en cuenta. De hecho, muchos softwa-re de cálculo eólico utilizan aproximaciones y traslaciones de efectos de gran escala para intentar predecir el viento en cierto lugar. Pri-mero se explora la producción de viento a gran escala.

Como se puede fácilmente intuir, el movi-miento de rotación de la Tierra también pro-duce un movimiento sobre los elementos que se encuentran en ella: hidrósfera, atmósfera y litósfera. Aunque éste no es un movimien-to totalmente uniforme, y depende de muchos factores, su periodo a escala humana puede considerarse constante. En el ecuador la ve-locidad de giro es aprox. 1.670 km/h. Esta velo-cidad disminuye según el coseno de la latitud. Así por ejemplo, Nueva York a una latitud de 40º Norte, es 1.670 x cos(40º) = 1.279 km/h.

Como dato curioso se puede mencionar que el terremoto producido en Chile en 2010 de 8,8 grados Richter, según estimaciones científicas de la NASA (Jet Propulsion Laboratory), habría causado que el día se redujera en 1,26 microse-gundos y el eje se haya desplazado aprox. 8 cm. En el caso del terremoto de Japón de 2011, de magnitud 9,0 habría provocado una reducción de 1,8 microsegundos y un cambio en el eje de 17 cm. El caso de Sumatra de 9,1 grados en el año 2004, el efecto habría sido 6,8 microsegun-dos y un cambio de eje de 8 cm. Asimismo cál-culos científicos indican que con el embalse de la central hidroeléctrica china ‘Tres Gargantas’ (22.500 MW, 40 km3 de agua) lleno por comple-to, el día se ralentizará en 0,06 microsegundos,

haciendo de la Tierra más redonda en el centro y más achatada en los polos. Todo esto debido al cambio en la distribución de masas, y conse-cuentemente en el momento de inercia. Cuan-to más larga sea la distancia de una masa a su eje de rotación, más lento girará.

Derivación de la rotación de la Tierra son los movimientos de masas oceánicas y masas at-mosféricas, como los resultados más percepti-bles.

El efecto Coriolis [Gustave Coriolis, Francia (1792-1843)], es la descripción de la fuerza inercial que se produce sobre objetos en movi-miento cuando se observan en un marco de re-ferencia giratorio. Coriolis demostró que, si las leyes de movimiento de los cuerpos de Newton se aplican en un marco de referencia giratorio, una fuerza inercial - actuando a la derecha de la dirección del cuerpo en movimiento para una rotación en sentido antihorario al marco de referencia o a la izquierda para una rotación de las agujas del reloj - debe incluirse en las ecuaciones de movimiento.

El efecto de la fuerza de Coriolis es una desvia-ción aparente de la trayectoria de un objeto que se mueve dentro de un sistema de coordena-das giratorio. El objeto en realidad no se desvía de su trayectoria, pero parece hacerlo a causa del movimiento del sistema de coordenadas.Cuando un objeto se mueve en Tierra hacia el Hemisferio Norte, la trayectoria resulta curva-da hacia la derecha respecto de la trayectoria inicial. Cuando se mueve en el Hemisferio Sur, la trayectoria se curva hacia la izquierda. Esto se debe a que la rotación terrestre es en sentido oeste a este. Debido al efecto Coriolis (Figura 6.12), los aviones pueden hacer correcciones de su curso, así como los patrones que siguen mi-siles o cohetes.

Hay que tener en cuenta que en el desplaza-miento del objeto en movimiento no hay que considerar solamente la velocidad de giro del sistema de referencia, sino también, como en


276

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

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

Debe tenerse en cuenta que la fuerza de Corio-lis se la llama a veces ‘ficticia’. Esto se usa para explicar las aceleraciones observadas en un marco inercial, es decir en el sentido del cam-bio del sistema de coordenadas que se utiliza para la interpretación del fenómeno.

Como se ha visto, la rotación del planeta pro-duce el movimiento de las masas de aire según el principio de Coriolis. Estos vientos a escala global o vientos planetarios, sin embargo, no son los únicos. Si no se consideraran otras fuerzas o fenómenos, y un objeto se moviera con sujeción únicamente a la fuerza de Corio-lis, se podría formar lo que se llaman círculos inerciales (Figura 6.13).

Figura 6.12 / Desviación por efecto Coriolis.

Figura 6.13 / Círculos inerciales debidos al efecto Coriolis

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

277


tre estaciones, dependiendo de la latitud y fac-tores como el tipo de superficie terrestre, pues los grados de albedo pueden ser muy distintos.

El calentamiento de la superficie del suelo, los cuerpos sobre su superficie, las masas de aire, la diversa reflexividad, la variación diurna y es-tacional, la orografía, el rozamiento o fricción entre masas oceánicas y el aire, la gravedad que afecta al aire, la altitud, entre otros, inducen la creación de presiones atmosféricas heterogé-neas. Por tanto, habrá zonas con mayor presión atmosférica que otras, o un gradiente de presión. Asimismo habrá zonas con mayor temperatura que otras, al igual que densidades de aire por la interdependencia antes formulada.

La influencia de la temperatura es especial-mente apreciable a bajas alturas, en las cerca-nías con el suelo y los accidentes geográficos. El aire caliente, por su menor densidad, tenderá a moverse hacia arriba y el aire en una zona de alta presión atmosférica se inclinará a moverse hacia una zona de menor presión. (Figura 6.14).

En meteorología se suele utilizar mapas con is-obaras, o sea líneas que unen puntos con igua-les valores de densidad (Ver Figura 6.15). Alre-dedor de una zona de baja presión, las líneas se vuelven de forma circular aproximadamente. Si sólo existiera la fuerza de presión el aire se movería perpendicularmente a las zonas de is-

obaras, pasando de alta a baja presión. Cuando las distancias entre isobaras son pequeñas, el gradiente de presión es fuerte, y por tanto, las velocidades del viento son más altas.

Tanto la fuerza de Coriolis como la fuerza de la presión atmosférica existen simultáneamen-te. Cuando se produce un viento resultante del equilibrio entre la fuerza de Coriolis y del gra-diente horizontal de la presión atmosférica, a éste se lo llama viento geostrófico. Cuando el equilibro se produce entre fuerza de Coriolis, el gradiente de la presión y la fuerza centrípeta, se llama viento del gradiente.

Los sistemas ciclónicos o depresiones son zo-nas donde hay presiones bajas. Los ciclones, en su acepción como tormenta, son justamen-te puntos donde hay una muy baja presión at-mosférica en la parte inferior, y una muy alta presión en la parte superior. Por el contrario, un sistema anticiclónico es una zona donde existen altas presiones atmosféricas. El hecho de que la fuerza de Coriolis es cero en el ecua-dor y muy débil cerca, explica por qué los ci-clones tropicales, como los huracanes y tifones no se forman en el ecuador, aunque hay otros factores, como el agua caliente del océano, que podría provocarlos.

Los vientos alisios son vientos que soplan con dirección y velocidad constante relativamente.

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


278

Figura 6.15 / Mapa isobárico de Sudamérica. Fuente: NCEP

Circulan desde zonas subtropicales (alrededor de los 30º de latitud sur o norte) hacia el ecua-dor. El efecto Coriolis hace que se desvíen en dirección noreste en el hemisferio norte y en dirección sureste en el hemisferio sur. Tienen su origen en el movimiento por cambio de pre-sión.

Los vientos contralisios son aquellos que ha-cen el proceso inverso, es decir, se dirigen del ecuador hacia las zonas tórridas, afectados igualmente por el efecto Coriolis. Tienen su origen en el movimiento por cambio de tem-peratura.

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

hacia los polos. Sin embargo, la fuerza de Co-riolis cambia la dirección del flujo. Cuando se alcanza el equilibrio entre ambas fuerzas, se produce el viento con una importante compo-nente hacia el oeste.

Los vientos de levante polar, vientos del este polar o vientos del frente polar, son aquellos que se forman entre los 60 y 90 grados de la-titud, o sea hasta llegar a los polos terrestres. Éstos se originan en las regiones más frías de los polos a una alta presión, dirigiéndose hacia las zonas donde terminan los vientos del oeste, a menor presión. Una vez más el efecto Corio-lis provoca que los aires polares con rumbo a latitudes más bajas giren. Ya que se originan en la dirección este se conocen como vientos del este. La figura 6.16 muestra los principales vientos globales.

Finalmente se deben explicar las corrientes en chorro o jet stream. Éstas consisten en una


279


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

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

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

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

A escala más pequeña, son notorias por ejem-plo en las zonas costeras, las brisas marinas, que se forman cuando durante el día el aire se calienta sobre el mar y asciende sobre la tierra que está más fría. A la inversa, durante la no-che se produce un enfriamiento más rápido de la tierra, y una brisa terrestre desciende sobre el mar, es decir el aire frío recorre la pendiente descendente hacia el mar.

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

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



280

Los vientos anabáticos son los vientos húme-dos y cálidos que ascienden en las zonas mon-tañosas por la ladera. Los vientos catabáticos, en sentido contrario, son los vientos frescos y secos que descienden de la montaña. Dentro los fenómenos que se producen a ma-cro-escala y micro-escala están los efectos colina y los efectos túnel. Ambos son conse-cuencia de aplicar el principio de conservación al flujo de aire. Recordando la ecuación de con-tinuidad:

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

Figura 6.18 / Tubo imaginario de flujo para un fluido.

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

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

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

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

281


Figura 6.19 / Efecto túnel entre montañas.

El efecto túnel del viento se produce cuando el flujo de aire debe pasar de circular por un espa-cio abierto a uno más cerrado, usualmente este encajonamiento se produce en barrancos, que-bradas, cañones, pasos estrechos o gargantas profundas entre dos montañas. Al reducirse la sección por donde pasa el viento, éste incre-menta su velocidad (Figura 6.19).

Aunque el efecto túnel es muy común en zo-nas montañosas, la ubicación de máquinas aerogeneradoras sólo suele hacerse cuando las pendientes que forman el valle son suaves y no escarpadas, lo cual no es muy frecuente. Una pendiente irregular, escabrosa producirá altas turbulencias que pueden significar un bajo ren-dimiento de la máquina o inclusive su daño mecánico.

Cuando el flujo de aire se acelera al pasar sobre un montículo o colina se le conoce como efec-to colina. Las líneas de flujo se comprimen al transitar por encima de la cumbre producién-dose una mayor velocidad del viento. Es muy habitual que las máquinas aerogeneradoras se ubiquen en las colinas. Nuevamente la si-tuación de las pendientes y la regularidad de

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


282

cas del mundo de hoy en aeronáutica, turbinas hidráulicas, automovilismo y fluido-dinámica en general no serían posibles.

Matemáticamente la cantidad de movimien-to sobre la pared del cuerpo puede escribirse como:

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

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

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

283


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

Cuando el gradiente de presión es adverso, la segunda derivada de la velocidad exactamente sobre la pared es positiva, mientras en la parte exterior de la capa debe ser negativa para em-palmar suavemente con la corriente exterior. Así, la segunda derivada debe anularse en al-gún punto intermedio, un punto de inflexión matemáticamente hablando, y el perfil de velo-cidades en la capa límite con gradiente adver-so de presión tendrá una forma típica en S. En la Figura 6.21 puede verse la modificación del punto de inflexión (PI) según varía el gradiente de presión.

En el caso a) el gradiente es favorable y el perfil es convexo, sin punto de inflexión y por ello sin separación. Es decir, dU/dx > 0 y dp/dx < 0. En el caso b) el gradiente de presión es nulo, y el punto de inflexión está en la propia pared del cuerpo. No hay separación de flujo. Es decir dU/dx = 0 y dp/dx = 0. En los casos c), d) y e) el gradiente es adverso, el punto de inflexión se ubica en la capa límite a una distancia de la pared que aumenta con la intensidad del gra-diente adverso. Para c) el gradiente es débil, dU/dx < 0, dp/dx > 0, y todavía no existe sepa-ración pero el flujo es susceptible de pasar a turbulento con bajos números de Reynolds. En el caso d) el gradiente adverso es crítico, dp/dx > 0, la pendiente es nula en la pared es decir el esfuerzo es nulo, y ya se produce una separa-

ción. En el caso e) el gradiente de presión es fuerte, es decir dp/dx >> 0. Se produce un flujo inverso en la pared, y la corriente principal se desprende o separa de la pared, es decir hay una "región desprendida."

Una característica del efecto colina, conse-cuentemente, serán las variaciones en el perfil de velocidad. En una colina con pendientes suaves el perfil vertical de velocidad se verá relativamente ‘mejorado’ desde el interés del aprovechamiento eólico, puesto que a meno-res alturas se podrá conseguir más altas velo-cidades. Sin embargo, esta aparente mejoría, a cierta altura de crecimiento se verá anulada pues el flujo se vería de nuevo inmerso en la corriente previa no afectada por la colina. En breves palabras se tendría una reducción de la velocidad. Si siguiéramos creciendo en altitud, nuevamente volveríamos a ver un incremento en la velocidad esta vez debido a un gradiente favorable por la menor incidencia de los obs-táculos terrestres y la influencia de las capas atmosféricas superiores. A continuación se presentan algunos ejemplos gráficos:

La figura 6.22, caso a), representa claramente a una colina con pendientes suaves. El efecto colina o de aceleración en las cercanías a la su-perficie es visible sobre la cumbre. El perfil de velocidades tiene forma de S; es decir, se pre-


284

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

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

Figura 6.22 / Perfil de velocidad y efecto colina en pendien-tes suaves.

Figura 6.24 / Perfil de velocidad y efecto colina en pendien-tes escarpadas y mesetas anchas.

Figura 6.23 / Perfil de velocidad y efecto colina en pendien-tes escarpadas.

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

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

285


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

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

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

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

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

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


286

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

287


parará entre pares agrupados en función de la recurrencia, velocidad y aporte energético, a fin de encontrar métodos para ubicar mejor las to-rres meteorológicas o torres de aerogenerado-res, para reducir o evitar la turbulencia (Figura 6.27).

Una revisión rápida a los distintos perfiles nos dejará como primera impresión que es posible encontrar problemas de turbulencia en la di-rección Oeste-noroeste ya que hay un acanti-lado a aprox. unos 80 m previos al sitio de inte-rés. Asimismo en apariencia la dirección ENE debería producir un bajo valor de cizallamiento al avizorarse que hay una pendiente suave y re-gular de unos 400 m aprox. antes del sitio. Los cizallamientos calculados para estas direccio-nes son presentados en la Tabla 6.5.

Las direcciones SSO y OSO carecen de cifras por insuficiencia de recurrencia de datos para llegar a valores confiables. A pesar de la esti-mación subjetiva inicial, los cálculos (basados en valores reales de mediciones) indican que el rumbo con mayor rugosidad, respecto al si-tio de estudio, es el Este, seguido por el Nor-noroeste (NNO), Sursureste (SSE) y Norte. La dirección Oeste por otro lado, seguida por la Oeste-Noroeste (ONO) y Estesudeste (ESE), son las direcciones con menor cizallamiento, en otras palabras con menor efecto de turbu-lencia. Contrario a lo que se podía pensar en inicio, la dirección ONO resultó estar entre las de mejor resultado. Esto destaca la necesidad de efectuar mediciones en los sitios de interés y no sólo confiar en apreciaciones de carácter subjetivo, las cuales pueden ser aceptables si se

desea una primera aproximación previa a una campaña de medición. La interacción entre suelo y viento puede ser muy compleja, sujeta a cambios por pequeños detalles orográficos, y dependiente de la fuerza del viento. Así, por ejemplo, el hecho de que el cizallamiento no sea tan alto en la dirección ONO puede deber-se a una alta velocidad de viento en esa direc-ción en conjunto con una distancia relativa a la quebrada, permiten que se soslaye el accidente geográfico en esa dirección.

Para pequeñas aplicaciones eólicas, como electrificación rural, la visualización de proba-bles problemas de turbulencia es crucial ya que las máquinas suelen ubicarse usualmente muy cercanas a la aplicación. La Figura 6.28 mues-tran las turbulencias que podría provocar una pequeña vivienda frente al viento.

Una regla general de aplicación sencilla indi-ca ciertas distancias horizontales y verticales mínimas a cumplir respecto de los obstácu-los principales en relación a la dirección pre-dominante del flujo de viento para evitar los efectos negativos de la turbulencia sobre aero-generadores. Para máquinas pequeñas (diáme-tro entre 5 y 6 m) es recomendable colocar el aerogenerador en torres de al menos 12 m de altura. También se aconseja que la pala en su parte inferior esté al menos 5 m por encima del obstáculo cuando está a pequeña altura y se halle cercano a la turbina. Si la altura del obstáculo es comparable o ligeramente mayor a la de la turbina, pero la turbina se puede colo-car distante, se recomienda al menos 100 m de distancia (Figura 6.29).

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

N

0,121

E

0,153

ESE

0,064

SSE

0,122

S

0,092

SSO

---

OSO

---

O

0,019

ONO

0,033

NNO

0,127

NNE

0,044

ENE

0,068


288

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

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

Figura 6.28 / Turbulencia producida por una pequeña vivienda.

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

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

289


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

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

na aguas abajo. La Figura 6.32 ejemplifica este concepto.

Podemos resumir que el viento tiene su ori-gen tanto en fenómenos a escala astronómi-ca como a escala local. Existen vientos glo-bales de macro escala y vientos superficiales de meso y micro escala. El estudio de ambos casos es de interés en los proyectos eólicos, aunque lógicamente los de efecto localizado son los predominantes. La escala del proyecto también influirá mucho en el nivel de entendi-miento que cada uno amerite.

6.4 / Energía del viento

Intuitivamente se puede decir, por lo estudia-do hasta aquí, que la energía que contiene el viento depende no sólo de su velocidad sino de su densidad. Ahora queda por resolver cómo calcular esta magnitud física incluyendo estas dos variables.

La energía cinética del viento puede expresar-se como Ec=1/2 mV2; con m la masa del aire y V su velocidad. Por otro lado, sabemos que el flujo másico o caudal másico está dado por la relación m = m/t = ρAV; en donde ρ es la densi-dad del aire, A el área de una sección transver-sal al flujo del aire y t el tiempo. Si la energía cinética la expresamos en forma de potencia,

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

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


290

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

Si se aplica la ecuación cantidad de movimien-to horizontal entre las secciones 1 y 2:

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

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

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

En la Figura 6.33, supóngase que el flujo de viento16, representado por el tubo de corriente, proviene desde la izquierda y que la turbina se representa mediante un disco imaginario que produce un salto de presiones a través del pla-no de la turbina. El disco tiene un área A y la velocidad del viento es V. El flujo viento tiene una velocidad de entrada V1 y una velocidad de salida V2. La presión sube hasta inmediata-

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

Figura 6.33 / Tubo de corriente de Betz.

291


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

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

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

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

Igualando las dos ecuaciones:

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

La resolución simultánea de estas ecuaciones, aplicando el producto de dos binomios conju-gados y sabiendo que la definición de flujo má-sico es:

Nos produce:

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


292

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

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

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

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

Existen diversos trabajos de varios autores que sostienen que es posible superar el límite de Betz, sugiriendo nuevos apreciaciones físicas y/o consideraciones matemáticas.17

En el mundo técnico y comercial existe un co-eficiente que es de mayor utilidad a la hora de definir las prestaciones de una turbina eólica. Este valor se conoce como coeficiente de em-puje, y es un parámetro que indica las caracte-rísticas de la estela que el aerogenerador pro-duce. El coeficiente de empuje, denominado CT, determina la capacidad de dispersión cuando el viento atraviesa la turbina. A mayor veloci-dad del viento, la estela producida aguas abajo tiene menor dispersión. A menor velocidad para la turbina es más fácil dispersar una este-la. A menor dispersión es más fácil para el flujo de aire recuperar la dirección y velocidad. Ma-

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

293


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

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

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

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

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

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

La conclusión más importante que podemos obtener de esta fórmula es que la energía del viento en cualquier sitio de interés depende de la densidad del aire, del área de barrido de las aspas, por supuesto de la velocidad del viento, del diseño de la turbina y también de la canti-

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



294

dad de horas que se produce viento. En otras palabras, un buen sitio eólico será aquel que tenga características climáticas de alta hume-dad, esté lo más cerca posible al nivel del mar, de bajas temperaturas promedio, con alta velo-cidad y duración del viento. En cuanto a la tur-bina, mientras mayor sea el área de captación (área de barrido), y mientras mejor sea el dise-ño aerodinámico de la máquina (alto coeficien-te de potencia), la turbina proporcionará más energía. Es claro que el ser humano sólo puede amoldarse a las condiciones climáticas de un sitio, ya que muy difícilmente puede controlar factores climáticos u orográficos. El viento se producirá donde la Naturaleza disponga. Sin embargo, la descripción anterior sirve como una guía de búsqueda de lugares propicios.

Las grandes dimensiones de las palas o as-pas de los aerogeneradores se explican en la fórmula anterior, lo que obliga a un lógico in-cremento en la altura de la torre (Véase figura 6.36). Nótese que la búsqueda de grandes altu-ras de torres no está ligada exclusivamente al diámetro de las palas sino también a evitar los efectos de turbulencia y obstáculos del suelo.

Otra conclusión a destacar es la gran sensibili-dad de la energía a la velocidad. Si la densidad del aire, o el área de barrido, o la duración en tiempo del viento de un sitio eólico se incre-menta en 10 %, la energía a obtener también se incrementará en el mismo 10 %. Sin embargo, si la velocidad del viento se incrementara un 10 %, la energía se incrementará un 33,10 %. Si la velocidad del viento se duplica, la energía se multiplica por un factor de ocho.

Este análisis también demuestra que a más de procurar realizar mediciones de gran fiabilidad de temperatura, humedad relativa, presión at-mosférica, dirección del viento, e inclinación del flujo, es necesaria una mayor confiabilidad en la medición de la velocidad del viento. Un error del 5% en la medida de la velocidad, pue-de repercutir en un error del 16% aprox. en la cuantificación de energía, sea en sentido hacia el alza o hacia la disminución, según el sentido del error. Una equivocación de este tipo puede representar la incorrecta aceptación de un pro-yecto (o por el contrario su rechazo), normal-mente valorada en función de su rentabilidad, la cual se fundamenta a su vez en la produc-ción anual de energía.

6.5 / Identificación de sitios eólicos

No existe una regla infalible para encontrar sitios eólicos pues como se ha explicado son demasiadas las variables globales y sobre todo locales que influyen en el comportamiento del viento. Existen, sin embargo, varias fuentes o ayudas a las cuales recurrir. Enumeraremos algunas:

• Mapas eólicos• Mapas isobaras• Indicadores biológicos• Configuración orográfica• Experiencia de pobladores• Campañas de medición

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

295


Los mapas eólicos son una herramienta muy útil como una guía general para saber si ciertas regiones pueden tener o no potencial. Tanto las velocidades como direcciones predominantes de viento que se publican son simplemente in-dicios o referencias. Los mapas eólicos, ade-más, suelen realizarse para alturas distintas a las que se requiere para una aplicación de ge-neración, siendo su retícula o rejilla usualmen-te de resolución de varios cientos de metros o kilómetros. También debe tenerse mucho cui-dado en la forma de obtención del mapa. Al-gunos utilizan datos históricos de estaciones meteorológicas en conjunto con observaciones satelitales para obtener las interpretaciones.

Muchos lugares del mundo carecen de estacio-nes meteorológicas con mediciones confiables de parámetros eólicos (instrumentación de ca-libración dudosa o series incompletas), las tie-nen en número escaso (baja cobertura territo-rial) o simplemente no las tienen. Los efectos orográficos también son de muy difícil análisis y lógicamente las modelaciones matemáticas para terrenos complejos serán más complica-das de realizar que en zonas de topografía re-gular, aumentando el índice de incertidumbre.

El mapa eólico del Ecuador (Figura 6.37), por ejemplo, ha sido desarrollado usando el mode-lo MASS (Mesoscale Atmospheric Simulation

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



296

System), que es del tipo mesoescala, estadísti-co. El atlas eólico del Ecuador fue producido a 30, 50 y 80 m de altura. Las estimaciones indicadas por los gestores del trabajo indican un potencial bruto de 1.670 MW. Siendo Loja y Azuay las provincias con mayor proyección.

Los mapas isobaras ya fueron explicados an-teriormente tanto en su obtención como en su interpretación. Estos mapas normalmente poseen resoluciones o escalas muy grandes, a nivel global o regional, incluso superiores a los atlas eólicos especializados, que hacen poco práctica su utilización en proyectos de peque-ña, mediana o incluso gran escala. Su produc-ción y obtención también es difícil, estando relegado su uso a prácticamente los círculos meteorológicos.

Los indicadores biológicos son análisis subje-tivos que se realizan a la morfología de la ve-getación en un lugar. Esta vegetación común-mente son árboles, arbustos o vegetación de altura representativa, a los cuales la influencia del viento ha producido una deformidad en su crecimiento, creando desproporciones entre ramas, tallos y hojas, además de inclinación sobre el tronco. De acuerdo al trabajo publica-do por el pionero eólico Palmer Coslett Putnam (1900-1984), que recoge a su vez aportes del bo-tánico Robert Fiske Griggs (1881-1962), se defi-nen 8 tipos de deformidad, en orden ascenden-te, al efecto del viento (Figuras 6.38 y 6.39):

Tipo 0: Sin deformidad alguna.El viento no ha influenciado en el crecimiento.

Tipo I: Efecto peinado. La copa del árbol aparece ligeramente asimé-trica. Hojas y ramas pequeñas alineadas según dirección del viento.

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

Tipo III: Moderadamente abanderado.Las ramas grandes ya se doblan en la dirección del viento, igual los laterales de la copa. Fuerte asimetría.

Tipo IV: Fuertemente abanderado.Comienza a descubrirse un lado del árbol (a barlovento). Se forma una figura de bandera.

Tipo V: Parcialmente inclinado.El tronco del árbol está parcialmente inclinado. Copa del árbol y ramas principales curvadas acercándose hacia el suelo.

Tipo VI: Completamente inclinado.El árbol está casi paralelo al suelo dentro de los límites de estabilidad.

Tipo VII: Efecto alfombra.El árbol está severamente torcido, con ramas ralas, asemejando un arbusto.

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

297


Pino

Eucalipto

Ciprés

Casuarina

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

Figura 6.40 / Parámetros para cálculo de índice de defor-mación.

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

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

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

Donde α es el ángulo formado por el borde de la copa y el fuste del lado de sotavento, β es el án-gulo formado por el borde de la copa y el fuste del lado de barlovento y γ es el ángulo prome-dio de la desviación del fuste hasta el borde de la copa.

Con el índice de deformación es posible ha-llar una relación (usualmente empírica) entre especies arbóreas y velocidad de viento. Los trabajos de Ponce y colegas, por ejemplo, deter-minan algunas relaciones útiles para ciertas variedades, en una investigación con especies de Chubut, Argentina:


298

Esta forma de identificar sitios eólicos debe ser tomada con precaución, puesto que en lugares donde el viento es fuerte pero no tiene una di-rección claramente predominante este efecto deformante del crecimiento puede verse muy disminuido, o incluso cancelado.

Se reproduce además una recomendación ex-puesta por Poncey Roberts (1996): “no debe te-nerse en cuenta la vegetación cercana al mar debido a que el daño de la sal en áreas costeras puede, por un lado, reforzar el grado de defor-mación y por el otro, producir un valor erróneo de la inclinación del árbol como consecuencia del rechazo al salitre. Los árboles costeros de-formados por el viento pueden ser comparados unos con otros, pero no deben ser comparados con árboles con deformación eólica de locali-dades no costeras.” Se insiste en el concepto de que este método es orientativo y no puede reemplazar jamás a una medición efectiva.

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

La configuración orográfica es la identificación del efecto colina, efecto túnel, la ubicación de collados en lindes de valles con transición tér-mica, puntas peninsulares, entre otras caracte-rísticas tal como se ha explicado anteriormen-te. Un analista con experiencia se ayudará, junto con otras herramientas, de su capacidad de interpretar las características del terreno para ubicar los mejores sitios eólicos.

La experiencia de los pobladores, por otro lado, es recurrir al diálogo con habitantes de la zona como una buena guía inicial. Quién más que un residente de la zona en estudio para indicar-nos las características climáticas del lugar. Si bien es cierto que muchos pobladores no sue-len tener conocimientos técnicos sobre veloci-dad o dirección del viento, ellos pueden ayudar con indicaciones valiosas que el analista pue-de usar en su prospección. Algunas veces las personas se equivocan con la intensidad del viento (lo que a ellos puede parecerles un vien-to muy fuerte, puede realmente no serlo) o con la recurrencia de éste (la frecuencia es a veces mucho menor de lo que se presume); por eso queda en el experto el tomar con las precaucio-nes debidas a la información recibida.

Definitivamente las mediciones eólicas es el factor clave en la determinación de la conve-niencia del aprovechamiento de un sitio eólico. Ya que una medición puntual en el tiempo no nos serviría para nada, realmente se habla de campañas de medición. Al igual que en el dise-ño de centrales hidroeléctricas es conveniente estudiar al recurso agua con la mayor cantidad posible de datos históricos de caudales hídri-cos de la cuenca, en el análisis eólico será pre-ferible y deseable poseer la mayor cantidad de datos de medición del viento.

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

299


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

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

6.5.1 / Sugerencias y normas para la medición de sitios eólicos

Tiempo de medición.

Es recomendable realizar campañas de medi-ción de al menos un año de duración, puesto que con ello al menos estaremos registrando la variación anual climática producida por la tras-lación de la Tierra alrededor del sol; pero mien-tras más tiempo se pueda tener registros mejor será la calidad del análisis. Si la escala del pro-yecto es de varios MW, por ejemplo una planta de producción comercial, es recomendable al menos 3 o 4 años de medición. Nótese que así como puede haber años hídricos secos o lluvio-sos, puede haber años ventosos o calmos.

El tiempo de medición dependerá de las carac-terísticas del proyecto: orografía, presupuesto, intensidad de viento, tamaño del aerogenera-dor, altura de la turbina. Proyectos muy peque-

ños, usualmente de presupuesto reducido, pue-den no requerir campañas de medición largas, bastando algunas mediciones puntuales que garanticen que el recurso existe con aceptable disponibilidad. Estos proyectos se apoyan nor-malmente en otras herramientas como los indi-cadores biológicos o el diálogo con los poblado-res de la zona.

Las magnitudes medidas suelen registrarse en intervalos de 10 min, aunque también sue-le usarse (con menos costumbre) intervalos de 15, 30 o 60 min. Prácticamente el intervalo de registro se selecciona de acuerdo a la impor-tancia de la etapa de estudio (prospección, pre-factibilidad, factibilidad) y la capacidad de me-moria del equipo de registro. Lo más prudente siempre será procurar registros a intervalos de 10 min.

La justificación del uso del intervalo 10 min viene dada por el llamado espectro de Van der Hoven. Este análisis se realizó en el Laborato-rio Nacional Brookhaven, las oficinas del U.S. Weather Bureau en Oak Ridge y Idaho Falls. Consiste en investigar el espectro de potencia del viento como función de las oscilaciones con frecuencia de variación continua. Para el movimiento vertical del viento la mayor contri-


300

bución a la varianza total (desviación estándar al cuadrado) está dentro del rango de frecuen-cias de 10 a 1000 ciclos por hora. En el caso del movimiento horizontal, la varianza dentro de aquel rango es sólo una pequeña parte de la va-riancia total. Al final, el problema tiene un sí-mil en tratar de hallar el intervalo de muestreo espectral adecuado para la reconstrucción de una función (Figura 6.42).

Van der Hoven (con contribuciones previas de H. A. Panofsky) demostró que existe una gran cantidad de energía de Foucault en el rango de frecuencia entre 0,01 y 100 ciclos/hora, dis-tribuidos entre dos picos (a periodos de 4 días y 1 minuto). El primer pico se debe a las fluc-tuaciones de viento por sistemas de presión migratorias de macroescala. El segundo se origina en el rango micrometeorológico siendo un tipo de turbulencia convectiva y mecánica. Así se verifica que habría fluctuaciones de tipo estacionales y otras horarias. Entre estos dos picos existe una separación o salto espectral amplio (llamada también ventana o valle es-pectral) centrado entre las frecuencias 1 y 10 ciclos/hora aprox. Si se define el valor medio para la velocidad como:

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

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

• El valle espectral separa claramente lo que son variaciones turbulentas del viento de lo que son variaciones diarias.

• El valor apropiado de T sería 10 min. Con valores T inferiores o iguales a 10 min. las variaciones del viento promedio, para escalas del orden del día, estarían ade-cuadamente representadas por una cur-va continua. Con periodos ligeramente mayores a 10 min, se obtendría una curva discontinua en forma de escalera.

Esta conclusión por supuesto se ha obtenido para la medición de la velocidad de viento, pero obviamente por lógica consecuencia las demás magnitudes a medir (dirección del viento, tem-peratura, etcétera) deberán registrarse al mis-mo intervalo a fin de tener una coherencia.

Lugar de medición.

La selección del lugar de medición está ligada a la existencia del recurso eólico, pero también lo está a la factibilidad técnica y económica de la colocación posterior de un aerogenerador. Algunos lugares, a pesar de presentar buena velocidad de viento, tienen alta turbulencia in-clusive a alturas representativas. Una orogra-fía muy complicada puede hacer inasequible económicamente (más que técnicamente) la ubicación de un aerogenerador.

Dependiendo de la escala del proyecto, a la ubi-cación de las estaciones de medición se debe considerar factores como la futura ubicación de aerogeneradores, infraestructuras eléctri-cas, viales, edificaciones, información topográ-fica, entre otros. En fases iniciales en ocasio-nes se prefiere colocar la torre de medición en un lugar de fácil instalación, para luego en base a los datos medidos realizar las adecuaciones necesarias al punto de ubicación del aerogene-rador. También es usual en proyectos grandes ir relocalizando las estaciones de medición según conveniencia o necesidad. Para que los

301


datos sean útiles se requerirá mínimo un año de medición.

Cobertura de medición.

Si la rugosidad de la zona de estudio es alta es conveniente colocar varias estaciones de me-dición con distancias no superiores a 1 km o 2 km entre sí. Si el terreno es plano, con peque-ñas colinas de pendiente suave, una baja al-tura y cantidad obstáculos, la distancia puede aumentarse. Siempre se requerirá un análisis concienzudo de la orografía.

En proyectos de pequeña escala, la zona de estudio es relativamente pequeña y con una estación anemométrica puede ser suficiente. En proyectos de gran escala se necesitará del análisis de áreas extensas de varios kilóme-tros, tanto si el terreno es complejo o no. Lo que suele efectuarse es primero un análisis computacional previo de la región de interés, para luego en base a dicho estudio seleccionar los sitios de mejor prospecto.

Estaciones climáticas cercanas.

Como en cualquier análisis científico, mientras más datos se dispongan, mejor calidad de análi-sis se obtendrá. A veces es posible apoyarse en datos registrados por estaciones meteorológi-cas cercanas al punto de estudio. Normalmente estas estaciones pertenecen a aeropuertos, son parte de los sistemas de predicción del clima de los organismos meteorológicos nacionales o lo-cales, de instituciones de investigación científi-ca u organismos gubernamentales.

Para que el uso de estaciones cercanas sea fac-tible debe apreciarse con cuidado la distancia de la estación de referencia al punto donde se requiere el análisis (mientras más cerca mejor), la altura de medición (en estaciones climáticas o aeroportuarias usualmente se usa 10 m) el intervalo de registro (frecuentemente 60 min.).

Tipo de torre.

La altura de la torre o poste de medición, por regla general, debe aproximarse lo más que se pueda a la altura del buje del futuro aerogene-rador. En aplicaciones de pequeña escala to-rres entre 10 y 20 m suelen ser usuales. En apli-caciones de gran escala se utilizan torres entre 40 y 100 m de altura. El tipo de torre también estará muy ligado a la altura. La sustentación de la torre se vuelve de mayor dificultad para alturas grandes.

Existen dos tipos fundamentales de torres: de celosía y tubulares (poste). A su vez cada uno de estos tipos puede tener dos formas de sus-tentación: auto-portantes (con basamento) o arriostradas (atirantadas, venteadas). En ge-neral, las torres de celosía son más costosas que las tubulares, y las auto-soportadas más caras que las arriostradas. Por ejemplo, el costo de una torre de 80 m auto-soportada puede os-cilar entre 105.000 y 130.000 USD, incluyendo el transporte al sitio de emplazamiento, las fun-daciones, la mano de obra de montaje y excep-tuando la instrumentación. Una torre de 80 m venteada por su lado puede costar entre 25.000 y 30.000 USD bajo las mismas consideraciones. Como se puede deducir, las torres venteadas suelen ser las más escogidas.

La economía del proyecto una vez más juega un papel fundamental en la selección del tipo óptimo de torre. Un proyecto pequeño difícil-mente ameritará torres de gran altura o com-plejidad constructiva. Por otro lado, proyectos de elevadas potencias corrientemente requeri-rán grandes alturas de torre. También la fle-xibilidad puede ser un factor influyente. Si se requiriese el traslado de la torre de un sitio a otro, para una torre con basamento esto signifi-caría la realización de una nueva fundación, un componente que es costoso. La reubicación de torres venteadas es una tarea mucho más fácil, y por tanto económica. Las torres meteoroló-gicas auto-soportadas se usan en aplicaciones que se podrían considerar definitivas como en


302

parque eólicos o donde una torre venteada no es posible instalar.

La principal restricción de una torre venteada es la disponibilidad de espacio. La colocación de los vientos suelen requerir distancias grandes.

LIDAR.

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

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

6.6 / Tecnología de la energía eólica

6.6.1 / Historia

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

res, ha causado la fascinación humana toda su existencia. En la Antigüedad el aire se estudia-ba dentro de la rama esotérica de la alquimia. Se representaba mediante un triángulo con un vértice apuntando al cielo y una raya interme-dia para distinguirlo del símbolo del fuego (Fi-gura 6.43). Bajo este aspecto mágico se lo aso-ciaba al alma, la libertad, al movimiento eterno.

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

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

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

303


tos del oeste; Boreas, de los vientos del norte; Notos del sur y Euros del este. Se relaciona-ban con las estaciones, así Céfiro se asociaba a la brisa primaveral, Boreas al frío gélido de invierno o Notos a las tormentas de verano. A ellos se sumaba el monstruo marino Tifón que provocaba las tormentas del mar. Los Anemoi tenían su equivalente en la cultura romana en los Venti, así el par latino de Boreas era Aqui-lón, de Notos era Austro o Auster, el de Céfiro era Favonio, de Euros era Vulturno.

Entre las múltiples culturas del mundo que han deificado al viento vale la pena mencionar a la extinta cultura taína del Caribe, de la cual here-damos la palabra huracán, proveniente de Ju-racán, dios del caos y las tormentas. También es de referir que en la cultura inca el dios de la lluvia y el viento era Con o Kon. En lengua que-chua, viento se dice huayra o huaira, y loma de viento huairapungo. Esta cultura realizaba cul-to a cuatros vientos (www.pueblosoriginarios.com): Huayra Puca (viento colorado), Huayra Muyu (viento circular), Huayra Ritu (viento frío) y Huayra Yana (viento negro).

Además de la creación de mitos y leyendas por parte de las distintas culturas a lo largo de la historia, éstas aprendieron a darle usos prácti-cos al viento en la vida cotidiana: para impulsar naves marinas e incluso algunos carromatos terrestres, en moliendas de granos, bombeo de agua, riego, señales e emblemas comerciales o de guerra, instrumentos sonoros, aireadores de habitáculos, juguetes, entre muchos otros. Así por ejemplo, los primeros molinos de los que se tiene registro datan de la época del im-perio Persa, alrededor de 1.000 A.C. y en China cerca del año 1.200 A.C. Se cree que los prime-ros barcos a vela se utilizaban ya 5.000 A.C. Un ejemplo de este tipo de naves se presenta en la Figura 6.45. La Figura 6.46 muestra un sistema (conocido como Hydraulis) que aprovechaba el viento para su operación.

Una de las aplicaciones más conocidas de la fuerza del viento, es la molienda de granos.

Aunque esta forma de trabajo nació en la Anti-güedad, no fue hasta la Edad Media que se dio cierto nivel de industrialización y masificación, especialmente en España y Holanda. Son le-gendarios los molinos de viento recogidos en la literatura por la mano de Cervantes o las clási-cas estampas paisajísticas de los Países Bajos. (Figura 6.47).

Con el advenimiento de los descubrimientos eléctricos a finales del siglo XVIII y principios del siglo XIX, y sobre todo con la implementa-ción a gran escala de las redes eléctricas surgió la inquietud de utilizar el viento como fuente

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

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


304

de producción de energía eléctrica, aunque en principio en forma descentralizada y puntual. La fabricación masiva de motores y generado-res en corriente alterna y corriente continua dio el impulso final para investigar la aplica-ción del recurso eólico a la producción energé-tica. Los primeros registros modernos de apli-caciones de energía eólica con fines eléctricos involucran la adaptación de los ya conocidos molinos de viento. Los problemas iniciales consistían en la regulación de velocidad, direc-cionalidad del viento, turbulencia, regulación de voltaje, protecciones mecánicas y eléctri-cas, sistemas de transmisiones, aspectos que de varias maneras hoy en día aún siguen sien-do retos técnicos a diferente escala.

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

Figura 6.47 / Panorámica de molinos de grano conservados en Holanda. Fuente: www.holland.com

agua hizo posible la expansión colonizadora. El molino de viento europeo, introducido por inmigrantes holandeses y alemanes, era poco práctico porque estaban diseñados para la mo-lienda de granos y requerían mucho cuidado. Daniel Halladay (también Hallady o Halliday), en 1854, construyó un diseño propio en Ellin-gton, Connecticut. Éste consistía en añadirle al molino una cola o veleta para dirigirlo según la cambiante dirección del viento (Figura 6.48).

El mecanismo impulsor del sistema de bom-beo de agua residía en una especie de rueda o círculo con varias tablillas o paletas de madera que nacían del eje central horizontal, que for-maban cierto ángulo respecto al viento. Este diseño permitía que para fuertes vientos el mecanismo redujera por sí solo la velocidad, sin necesidad de una vigilancia constante. La transmisión de energía mecánica se realizaba a través de un simple eje y un pequeño volante de inercia a los cuales estaba enclavado el ém-bolo o barra de aspiración.

El sistema en su conjunto era compacto, se montaba sobre una torre de madera de cuatro patas que podía construirse sobre un pozo en un solo día. Las compañías ferroviarias reco-nocieron inmediatamente en estos molinos de viento a un medio barato de suministro de agua para las máquinas de vapor y una forma de atraer colonos a regiones semi-áridas, en las cuales planeaban colocar raíles. En 1860, Houston Tap y Brazoria Railway compraron los derechos a fabricar y utilizar ‘el molino de viento’ de James Mitchell para las servidum-bres de paso desde Houston a Wharton. Para 1873 el molino de viento se había convertido en un importante abastecedor de agua para los fe-rrocarriles, los pequeños pueblos donde no ha-bía sistemas públicos de agua y las pequeñas granjas. Al inicio, muchos de estos primeros molinos fueron artilugios caseros, ineficientes y toscos que sólo funcionaban si el viento pe-gaba en la dirección correcta. Posteriormente se desarrolló una industria que proveía diseños más confiables y eficientes.

305


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


306

En 1883 Stuart Perry reemplazó la madera por un diseño en acero. Para 1912, prácticamente los diseños en madera no se vendían. Halladay tuvo su propia compañía: la U.S. Wind Engine & Pump Co., la cual fue muy exitosa, llegando a emplear a cerca de 200 obreros. En cierto mo-mento existieron alrededor de 1.000 fábricas de molinos de viento en los Estados Unidos, aunque muchas eran fábricas pequeñas con diseños deficientes de molinos que a la prime-ra tormenta se rompían. En la época de mayor mercado una fábrica llegó a producir 100.000 unidades al año, llegando a exportar a varias re-giones del mundo (Iroman Windmill Co., 2014). Muchos creen que el desarrollo del Oeste de Es-tados Unidos, o regiones rurales de Argentina, Sudáfrica, Nueva Zelanda se impulsó gracias al molino de viento para bombeo de agua.

Una vez que fue consolidándose la tecnología de los motores eléctricos, inmediatamente surgió la inquietud de trasladar su aplicación a los molinos de viento. El primer dispositivo rotativo movido por electromagnetismo fue construido por el inglés Peter Barlow en 1822 (Doppelbauer, 2014). Aunque varios inventores e investigadores alrededor del mundo trabaja-

ron simultáneamente en forma aislada o coor-dinada a veces en el desarrollo de máquinas rotativas eléctricas, se puede considerar que el primer motor eléctrico rotativo real fue desa-rrollado en 1834 por el alemán Moritz Jacobi. Entre 1885 y 1889 se vio la aparición del motor trifásico.

Con estos antecedentes de desarrollo indus-trial, a finales del siglo XIX, aproximadamen-te entre 1888 y 1900, varios experimentos con molinos de viento para generar electricidad tu-vieron lugar, especialmente en Estados Unidos y Dinamarca (Sheperd, 2009). Charles Francis Brush (1849-1929) es considerado el padre de los aerogeneradores eólicos modernos. Algu-nos de sus inventos se aprecian en la Figura 6.49. Fue un empresario, inventor estadouni-dense que destaca por ser uno de los pioneros en aplicaciones prácticas de la electricidad y por ser uno de los rivales de otro inventor: Thomas Alva Edison (1847-1931). Ambos pro-cedentes del estado de Ohio, símbolo de la pu-janza industrial del siglo XX. Brush poseyó su propia compañía eléctrica y fue inventor del alumbrado público (NNDB, Notable Names Da-tabase, www.nndb.com). Trabajó varios años

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

307


como químico y vendedor de mineral de hierro, aunque dedicaba muchas horas a la investiga-ción del fenómeno eléctrico. En 1879 diseñó una mejora en la creación del arco eléctrico en lámparas (la lámpara de arco), volviendo prác-tica la producción industrial de las luminarias de alumbrado público. Ese mismo año su com-pañía fue la primera en suministrar electrici-dad a una ciudad grande: San Francisco. Cleve-land, en 1880, fue la primera ciudad del mundo en contar con alumbrado de calles eléctrico al construir una planta hidroeléctrica (1882) en St. Anthony Falls, cerca de Minneapolis. Para 1886 diseñó un banco de baterías mejorado, y durante el invierno de 1887-1888, desarrolló el primero molino eólico eléctrico funcional.

Este primer aerogenerador funcionó desde 1888 hasta 1908 en la casa de Brush, en su man-sión de la Av. Euclides de Cleveland, y convirtió asimismo a su vivienda en la primera en autoa-bastecerse de energía eléctrica. La torre tenía 60 pies (18 m) de hierro forjado, de 40 tonela-das se asentaba en un muñón que se extendía 8 pies (2,4 m) en mampostería. La rueda del mo-lino de viento medía 56 pies (17 m) de diámetro, tenía 144 palas y una superficie vélica de 1.800 pies cuadrados (167 m2). La cola medía 60 pies de largo y 20 pies de ancho. Un eje de 20 pies (6 m) dentro de la torre movía poleas y correas, que a pleno rendimiento accionaban una dínamo a 500 rpm. La dínamo se conectaba a 408 baterías en el sótano de Brush. Estas celdas secas pren-dían 350 lámparas incandescentes, que iban desde 10 hasta 50 candelas, tres motores eléc-tricos y dos luminarias de arco. Todo el siste-ma producía 12 kW de corriente continua en su apogeo. El molino de viento al parecer trabajó 20 años, mientras las baterías duraron hasta 1929.

6.6.2 / Aerogeneradores modernos

El siguiente paso en el desarrollo de los aero-generadores modernos lo dio el científico da-nés Poul La Cour (1846-1908), llamado el ‘Edi-son danés’. Trabajando como subdirector en el

Instituto Meteorológico danés, en 1878 inven-tó la rueda fónica (Museo Poul La Cour, www.poullacour.dk), un dispositivo que permitía a los telegrafistas enviar hasta 100 telegramas simultáneamente por el mismo cable. El simi-lar de Edison a la época lograba la transmisión de 4 telegramas. Inventó el cratóstato, un apa-rato para nivelar mecánicamente elementos de movimiento irregular. Esta invención se convirtió en extremadamente útil cuando más tarde probó diferentes modelos de palas en tú-neles de viento. El cratóstato también se usó en separadores de crema de industrias lácteas y en turbinas de vapor de buques. Otra invención suya fue ‘la llave La Cour’, un instrumento eléc-trico usado para controlar la electricidad de los aerogeneradores. Sus preocupaciones iniciales se centraron en el almacenamiento de la elec-tricidad, pero luego tomó atención a los aero-generadores cuando utilizaba la electricidad generada para procesos de electrólisis, a fin de producir hidrógeno usado en la iluminación a gas de un colegio de Askov. Fue, además, el inventor de la lámpara de hidrógeno. A partir de sus trabajos con este gas se concibió la sol-dadura autógena, otra de sus aportaciones. Fue pionero en usar túneles de viento para la ex-perimentación. Sus investigaciones en los de-sarrollos aerodinámicos ayudaron a la implan-tación práctica de los aerogeneradores. Fundó en 1905 la Sociedad de Electricistas Eólicos, y fue fundador y editor del Diario de Electricidad Eólica, la primera publicación del mundo sobre energía eólica.

La Cour fijó un conjunto de principios para ob-tener un rendimiento óptimo del rotor de los ae-rogeneradores (ver por ejemplo la Figura 6.50). Diseñó máquinas que generaban unas pocas de-cenas de kilovatios. En 1918 había alrededor de 120 empresas de energía danesas usando aero-generadores, sumando unos 3 MW de potencia instalada. Un 3 % del consumo a la fecha.

Tanto los desarrollos de Brush como de La Cour, produjeron un impulso decisivo al desarrollo eólico con fines eléctricos. En apenas 15 años,


308

a finales del siglo XIX, se había pasado de mo-linos de viento con usos mecánicos a molinos eléctricos. Su uso principal y mayoritario fue para proveer electricidad a pequeños poblados, granjas o viviendas aisladas.

El auge de la explotación petrolera coincidió con estos desarrollos, y para inicios del siglo XX el uso de derivados del petróleo se hizo intensi-vo dejando de lado la investigación y progreso de la energía eólica. Sólo en momentos de cri-sis energéticas producidas esencialmente por la carestía de combustible fósil, se retomaba el estudio y aplicación de la tecnología eólica. Esta propensión es claramente ejemplificada en Dinamarca durante la Primera y Segunda Guerras Mundiales, donde el corte del suminis-tro petrolero hacía retomar viejas tecnologías alternativas. La crisis petrolera mundial de los años 1970 es otro ejemplo.

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

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

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

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

309


La electrificación rural masiva con líneas eléc-tricas impulsada desde el gobierno de EE.UU. hizo que la compañía cerrara su planta en 1956 ante la falta de demanda. No obstante, la cri-sis del embargo petrolero de los años 70 hizo retornar sobre los pasos, y en 1974 se refundó la compañía Jacobs, esta vez en Florida. Con nueva investigación añadida, nuevos prototi-pos se desarrollaron y modelos de 10 kW y 20 kW se concibieron.

Existieron otros pioneros como la Air Electric Machine Co., Delco-Light General Motors, HEB-CO o la Herbert E. Bucklin Company, la primera en introducir el concepto de dos palas, Nelson Electric, Wind Electric Company, entre muchos más.

Los aerogeneradores de gran escala aparecie-ron con el surgimiento de las grandes redes eléctricas interconectadas y la necesidad de producir energía en grandes cantidades para alimentar dichas redes. El primer intento de integración fue realizado en Rusia en 1931, con una máquina de 100 kW, 30 m de diámetro en Balaclava, en el Mar Negro. Funcionó sólo 2 años pero generó en ese periodo 200 MWh. En 1941 el ingeniero Palmer C. Putnam con el apo-yo de la Smith Company, desarrolló el primer aerogenerador en la escala de los megavatios.

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

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

6.7 / Principio de funcionamiento de un aerogenerador

El principio de trabajo de un aerogenerador se basa en dos conversiones básicas. La primera ocurre en el rotor (palas) el cual extrae la ener-gía cinética del viento convirtiéndola en torque mecánico que es transferido a un eje de rota-ción. Luego este torque mecánico es converti-do en electricidad por medio de un generador eléctrico que está conectado a la red eléctrica (directa o indirectamente), como se muestra en la Figura 6.52.

La configuración en términos generales de un generador eólico está constituida por los si-guientes elementos (Ver Figura 6.53):

Rotor: Es el elemento encargado de extraer la energía cinética del viento y transformarla en torque mecánico mediante la rotación de las palas dada por la interacción aerodinámica de

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


310

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

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

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

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

Figura 6.52 / Principio de funcionamiento del aerogenerador.

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

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

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

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

311


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

Sensores de viento: Son los encargados de mo-nitorear constantemente la velocidad y direc-ción del viento, información que es enviada al sistema de control el cual posteriormente dar las órdenes de operación del aerogenerador.

Góndola: La carcasa y chasis que contiene to-dos los elementos del tren de potencia antes mencionados, elementos de control y otros, a excepción del rotor (palas y buje).

6.8 / Caracterización de aerogeneradores

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

Aerogeneradores de velocidad constante

En este tipo de máquinas el generador está co-nectado directamente a la red eléctrica y la fre-

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

Con generador asíncrono conectado directa-mente a la red: Este es el sistema más antiguo y simple de todos. Está constituido por un ge-nerador asíncrono de jaula de ardilla conecta-do a la red (Ver Figura 6.54). Su gran desventaja es que al momento de arrancar consumen po-tencia reactiva de la misma manera que lo ha-ría un motor asíncrono de la misma potencia, lo cual podría provocar inestabilidad en la red, incrementándose el problema mientras mayor es el número de máquinas instaladas. Para sol-ventar estos problemas se instalan junto con las máquinas banco de capacitores para suplir las necesidades de potencia reactiva, además de dispositivos de arranque suave (tiristores) para reducir la corriente de arranque.

a. Generador asíncrono de dos velocidades fi-jas: Para mejorar la baja eficiencia que tiene los generadores asíncronos cuando operan a bajas potencias (bajo viento), algunos fabrican-tes utilizan dos generadores con distintas ve-locidades de rotación nominal. Uno de peque-


312

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

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

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

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

Aerogeneradores de velocidad variable

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

a. Con generador asíncrono y control de resis-tencia del rotor: Esta configuración es una me-jora de bajo coste para los aerogeneradores de

313


Figura 6.57 / Aerogenerador asíncrono doblemente alimentado

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

b. Con generador asíncrono doblemente ali-mentado: Este constituye un avance tecnológi-co del modelo antes citado y es usado amplia-mente por la mayoría de fabricantes (Figura 6.57). En esta configuración, un convertidor

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

Figura 6.56 / Aerogenerador asíncrono con control de resistencia del rotor


314

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

Figura 6.58 / Aerogenerador síncrono y convertidor de frecuencia.

Figura 6.59 / Aerogenerador síncrono de accionamiento directo

de frecuencia y se puede generar potencia re-activa, lo que mejora la estabilidad de la cone-xión del parque eólico a la red eléctrica.

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

315


Esto además reduce los costos de operación y mantenimiento.

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

Sistema de Control de potencia.

Un segundo parámetro a considerar en la ca-racterización de los aerogeneradores es el tipo de control que utilizan los aerogeneradores. Los objetivos principales de un sistema de con-trol son:

1. Maximizar la producción de energía, 2. Asegurar una operación segura de la má-

quina; y, 3. Reducir los costos de operación y man-

tenimiento al proteger la máquina de es-fuerzos y fatiga mecánica.

El principio de funcionamiento del sistema de control es maximizar la producción de energía debajo de la velocidad nominal de viento y li-mitar la potencia de salida cuando supera la velocidad nominal. Para lograr este propósito existen dos métodos de control:

1. control pasivo denominado “Stall Control” y 2. control activo denominado “Pitch control”

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

Stall control.

En esta configuración las palas del rotor están solidarias al buje y tienen un diseño aerodiná-mico tal que, una vez que la velocidad nominal del viento es alcanzada, empieza a decrecer su eficiencia (se reduce la fuerza de sustentación aerodinámica), disminuyendo la extracción de energía (torque). Para frenar la máquina cuan-do el aerogenerador alcanza la velocidad de viento máxima de operación (cut-out) se acti-van los frenos aerodinámicos, los cuales por lo general están ubicados en las puntas de la pa-las y giran contrarios a la dirección del viento.Este tipo de máquinas, al tener las palas fijas y solidarias al buje (ángulo de pala constante) tienen dificultades para arrancar en sitios con vientos bajos. Este control de potencia fue el primero en utilizarse y comercialmente es uti-lizado en aerogeneradores de velocidad fija con generadores asíncronos conectados directa-mente a la red. Aerogeneradores de velocidad variable con “stall control” son aun tema de in-vestigación. Mediante electrónica de potencia se controla el torque del generador de tal ma-nera que se puede regular la velocidad de rota-ción del rotor manteniendo siempre la eficien-cia aerodinámica de la pala en el lugar óptimo, ya sea esté en máxima producción o limitando la potencia de salida.

La operación de este tipo de diseño es muy sen-cilla ya que requiere únicamente órdenes para arrancar la máquina (liberar frenos) y para pa-rar la máquina (aplicar frenos) basados en me-diciones del viento o la potencia de salida. Se puede diferenciar fácilmente un aerogenera-dor con esta estrategia de control observando su curva de potencia, ya que una vez superado la velocidad nominal, la limitación de potencia no es constante en comparación a la de “pitch control”, esto se debe a que el efecto “stall” es gradual a medida que aumenta la velocidad de viento.


316

Pitch control.

En esta configuración la reducción de la efi-ciencia aerodinámica de las palas una vez al-canzada la velocidad nominal de viento se rea-liza de modo activo, esto es, girando las palas en su eje longitudinal (motores eléctricos o hi-dráulicos) para ponerse fuera del viento, limi-tando así la potencia de salida de la máquina.

Al ser un control activo se puede regular de for-ma más exacta la extracción de potencia, de tal manera que una vez alcanzada la velocidad de viento nominal la potencia de salida se man-tiene constante a diferencia de las máquinas que usan stall control. Para frenar la máquina una vez alcanzada la velocidad de viento máxi-ma de operación (cut-out) y/o para limitar la potencia se giran las palas de tal manera que se producen pérdidas aerodinámicas en ellas. Por lo tanto, regulando el ángulo de pala se pue-de controlar, en un amplio rango, la extracción de potencia de salida, ya sea para acelerar la máquina o para frenarla. Curvas típicas de los dos sistemas de control se presentan en la Fi-gura 6.60.

Por lo general, en los aerogeneradores de velo-cidad variable no es necesario regular el ángulo

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

Active-Stall control.

Una combinación de las dos estrategias de control es el “active-stall control”. En este caso, las palas giran en sentido contrario a la rota-ción del “pitch control” lo que produce un efec-to de pérdida aerodinámica. El ángulo de paso (ángulo de giro) de las palas es menor en com-paración al “pitch control” y además gira con ángulos discretos contrario al control conti-nuo. Con esta configuración se mejora de algu-na manera la extracción de potencia de salida del aerogenerador a velocidades de viento ma-yores a la nominal en comparación a la estra-tegia “stall control”.

Clases

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

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

317


do diseño de aerogeneradores, de tal manera que se pueda garantizar una operación segura según los parámetros de viento y ambientales que se tengan en los lugares a instalar las má-quinas. En principio, los aerogeneradores se seleccionan en función del régimen de viento del sitio. Para esto la IEC, mediante la norma IEC-61400-1, ha clasificado los aerogeneradores según se muestran en la Tabla 6.6, en donde:

• Vref es el valor máximo de la velocidad promedio del viento en un intervalo de 10 min, que estadísticamente ocurre una vez cada 50 años;

• Vanual es la velocidad media anual a la altura del eje de la turbina;

• Los valores de velocidad considerados son promedios diez minútales, a la altura del buje y una densidad estándar (1,225 kg/m3).

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

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

Tabla 6.7 /Clasificación de aerogeneradores según la intensidad de turbulencia. Fuente IEC.

Parámetros

Vref (m/s)

Vanual (m/s)

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

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

Clase I

50

10

70

52.5

Clase II

42.5

8.5

59.5

44.6

Clase III

37.5

7.5

52.5

39.4

Clase IV

30

6

42

31.5

Clase de viento

Clases de turbulencia

Intensidad de Turbulencia

I II III IV

A

0.210

B

0.18

A

0.226

B

0.191

A

0.240

B

0.200

A

0.270

B

0.220


6.9 / Consideraciones sobre operación de aerogeneradores

Existen dos parámetros fundamentales para caracterizar la operación de los aerogenerado-res y que serán parte de las variables a tomar en cuenta a la hora de seleccionar los equipos:

a. Tipo de velocidad de rotación: Variable o Fija. Dentro de esta una subclase, según el generador eléctrico, que utilizan asín-crono, síncrono y asíncrono doblemente alimentado.

b. Control de potencia: Pitch control, Stall control y Active-Stall control.

Otra caracterización importante a la hora de seleccionar los aerogeneradores es el tipo de clase de viento y turbulencia para la cual está diseñada la máquina.

a. Clase de viento: I(10m/s), II(8,5m/s), II-I(7,5m/s), IV(6m/s)

b. Clase de Turbulencia: A(alta turbulencia) y B(Baja turbulencia)

Hay otras formas de clasificar a los aerogene-radores ya sea por el número de palas, sistema de orientación, usos.

A continuación (Tabla 6.8 y Tabla 6.9) se resu-men las diferencias para cada tipo de configu-ración: tipo de velocidad de rotación, tipo de generador, tipo de control de potencia.

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

Velocidad Fija

Velocidad Variable

Pitch Control

Ventajas

Fabricación robu�a y sencillaSi�emas de control simple.Reducción en las operaciones de mantenimiento.

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

Potencia de salida con�ante con viento nominal o mayor.Mejor aprovechamiento del recurso a vientos altos.Si�ema más utilizado hoy en día

Desventajas

Aerodinámica menos eficiente.Altas vibraciones y e�rés mecánico.Ruidoso.Problemas para arrancar en lugares. con régimen de vientos bajos.Pueden provocar ine�abilidad en la red.

Utilizan ele�rónica de potencia que reduce la eficiencia elé�rica.Control complicado (torque y potencia de salida).Co�osos.En los modelos de accionamiento dire�o pueden prescindir de la caja multiplicadora.

Co�os más altos.Fallas del si�ema de giro de palas (motores elé�ricos o hidráulicos)Mayor mantenimiento.

319


Tabla 6.9 /Ventajas y desventajas, tipo de generador eléctrico

Stall Control

Ventajas

Fabricación robu�a y sencillaControl Simple

Desventajas

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

Ventajas

Desventajas

Asíncrono

Robu�o y de fabricación simplePoco manteni-miento.

Conexión simple a la red.No usan ele�róni-ca de potencia.

Necesitan cone-xión a la red elé�rica para funcionar.Consumo de potencia rea�iva.Con gran cantidad de aerogenerado-res pueden provocar ine�abili-dad en la red.

Doblemente alimentado

Puede variar su velocidad mejoran-do la eficiencia del aerogenerador.

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

Mejor control del consumo de potencia rea�iva.Ampliamente utilizado.

Necesitan cone-xión a la red elé�rica para funcionar.Consumen poten-cia rea�iva.Usa ele�rónica de potencia por lo que tiene baja eficien-cia elé�rica.

Síncrono

Puede variar ampliamente su velocidad de operación mejo-rando la eficiencia del aerogenerador.Puede generar potencia rea�iva para la red.

Control total del fa�or de potencia de la máquina a través del converti-dor de frecuencia.

Pueden funcionar cone�ados o no cone�ados a la red.

Co�oso y fabrica-ción complicada.Por lo general necesitan corrien-te continua para el circuito de magne-tización, a excep-ción de los mode-los que usan imanes permanen-tes.Utiliza un converti-dor de frecuencia de potencia igual a la del generador.

Síncrono Multipolar

Similares ventajas que las del síncro-no.Bajas revoluciones de rotación.

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

Similares a las del síncrono.Grandes co�os y fabricación complicada.Pesados.


320

6.10 / Aprovechamiento del recurso eólico

6.10.1 / Potencial eólico en el Ecuador

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

Potencia Eólica: El cálculo de la potencia que puede ser aprovechada por el rotor de un aerogenerador está dada por la si-guiente expresión:

Donde:

P - Potencia (kW).ρ - Densidad del aire (kg/m3) en el lugar de emplazamiento.A - Área de barrido del aerogenerador (m2).v - Velocidad del viento (m/s).Cp - Coeficiente de potencia del aerogenerador. Su valor oscila entre 0 y 0,5925.

Con esta expresión y considerando el rango de velocidad de viento al que opera un aero-generador se obtiene la curva Potencia-Viento característica de un aerogenerador. La Figura 6.61 muestra un ejemplo de este tipo de curva. Esta curva determina la velocidad de vien-

Tabla 6.10 /Proyectos eólicos en Ecuador

Nombre

Santa Cruz Proje�, (Galapagos Island)

Salinas2, (Ibarra)

Las Chinchas3, (Loja)

Huascachaca, (Azuay)

Membrillo4,(Loja)

Promotor

ERGAL1 (UNDP)

Ele�roviento S.A

Proviento S.A.

Elecau�ro S.A(Local Hydrogenation Company).

ENERLOJA S.A.

Potencia(MW)

3,4 MW

10 MW

10 MW

30 MW(50 MW)

45 MW

Zona

Galápagos

Andes

ValleAltura / Montanas

Altura / Montanas

Altura / Montanas

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

321


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

6.10.2 / Frecuencia de distribución de la veloci-dad del viento

El viento es un recurso que varía constan-temente en el tiempo y el espacio, por lo que para facilitar el cálculo de su aprovechamien-to energético es posible ajustar la velocidad de viento observada (mediciones) a una distribu-ción de densidad de probabilidad de uno o dos parámetros en la mayoría de las ocasiones. La frecuencia de distribución más utilizada es la Distribución de Weibull, que está dada por la si-guiente expresión:

Donde:

p(v) - Probabilidad. k - Factor de forma.c - Factor de escala.v - Velocidad de viento (m/s).

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

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


322

6.10.3 / Cálculo de la energía eólica

Conocida la curva de potencia del aerogenera-dor a la densidad del lugar de emplazamiento y la distribución de velocidad de viento a la al-tura de buje del aerogenerador, el cálculo de la energía sigue un proceso sencillo:

1. Se calcula el número de horas que se tendría una determinada velocidad de viento a lo largo del año. Como se muestra en la Figura 6.63.

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

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

2. Se determina la potencia del aerogenerador para cada una de las velocidades a las que se calculó la frecuencia de velocidad de viento (paso 1). Esto usualmente viene dado por el fabricante en gráficas y tablas. Es importante que estos valores correspondan a la densidad de aire del emplazamiento.

3. Luego se multiplica el número de horas por la potencia promedio del aerogenerador para cada velocidad de viento, para obtener la pro-ducción de energía (kWh) a una determinada velocidad de viento.

323


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

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

Micrositing: El rendimiento de producción de energía de un parque eólico depende fuerte-mente de la disposición de los aerogeneradores sobre el terreno, ya que se producen pérdidas por efecto estela y turbulencias del viento debi-do al efecto entre aerogeneradores. Por lo tanto un estudio de “micrositing” se refiere al estudio de la disposición óptima de los aerogenerado-res dentro del área de análisis, de tal manera que se maximice la producción de energía y se reduzcan estas pérdidas.

Para esto se utilizan herramientas informáti-cas; las más utilizadas se basan en el “Wind At-las” (www.windatlas.dk) que fue implementado por primera vez en el Software WASP (Wind Atlas Analysis and Applicatio Program) por el departamento de energía eólica y física at-mosférica del Riso National Laboratory (Dina-marca), y que hoy en dia es un estándar para el dimensionamiento de parques en la industria eólica. Este método predice el recurso eólico que se tendría en cada una de las ubicaciones de los aerogeneradores del parque eólico, uti-lizando las medidas de viento de un determi-nado número de ubicaciones en donde se han instalado torres de medición. De esta manera se puede generar mapas de viento o evaluación de la producción de energía dentro de todo el parque eólico. Mediante un proceso iterativo de ubicación de los distintos aerogeneradores se puede obtener la configuración óptima. En la Figura 6.64 se describe el método Wind Atlas.

Los datos de entrada son las mediciones de recursos (velocidad y dirección) de las torres meteorológicas. Sin embargo, estos valores son representativos únicamente para el área en donde está ubicada la torre meteorológica, debido a los efectos producidos por los obstá-culos, rugosidad, altura y orografía que rodean el área. Por esto en base a una investigación experimental realizada por los autores del mé-

todo, se ha determinado el valor de este impac-to y mediante algoritmos dentro del programa informático es posible extrapolar el viento me-dido a un viento sin disturbios, es decir un sitio plano, con una rugosidad clase 1, ausencia de montañas y obstáculos.

Finalmente para pronosticar el viento en otra localidad simplemente se realiza el proceso inverso de incluir los efectos que tendrían las características del terreno para cada una de las localidades del emplazamiento en estudio. A continuación se muestra una aplicación de este método para mejorar la comprensión. Se ha tomado una localidad cercana a Cuenca como ejemplo práctico. Es importante indicar que los resultados que se muestran a continua-ción no son exactos y tiene un fin didáctico únicamente.


324

Evaluación del terreno: Según la tabla de pro-yectos descritos anteriormente, se ha tomado el proyecto Huascachaca como caso práctico, cercano a la ciudad de Cuenca. Esta zona está caracterizada por una orografía compleja for-mada por varias mesetas y quebradas orienta-das en la dirección norte-sur según se muestra en la imagen satelital de la Figura 6.65. Sin em-bargo estas mesetas tienen el área suficiente para alojar aerogeneradores.

(20) para iniciar el proceso iterativo de cálculo, y con otro símbolo también se ha determinado la ubicación de las torres meteorológicas que contienen los datos de entrada (velocidad y di-rección del viento).

A continuación, uno de los puntos críticos en el micrositing es la clasificación de rugosidad del terreno. Para esto se recomienda realizar una evaluación con fotografías, fotos aéreas y visitas de campo. A continuación se muestran fotografías del lugar (proyecto Huascachaca) (Figura 6.67) y también una tabla descriptiva de lo que representa cada color en la imagen satelital anterior (LANDSAT) (Tabla 6.11).

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

Figura 6.67 / Fotografías del emplazamiento, proyecto Huascachaca.

Figura 6.66 / Curvas de nivel caso estudio.

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

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


325


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

Evaluación del recurso: En el Ecuador la dis-ponibilidad de datos meteorológicos es un problema por lo que se ha utilizado dos casos hipotéticos de recurso eólico para la localidad descrita en el mapa anterior y que tienen las coordenadas mostradas en la Tabla 6.12.

En la Figura 6.69 se muestran las rosas de vien-to de frecuencia, velocidad promedio y energía, que se han obtenido con datos históricos diez minútales hipotéticos de estas dos localidades.

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

Figura 6.68 / Clasificación de rugosidad del ejemplo en es-tudio.

Tabla 6.11 / Descripción de objetos en imagen LANDSAT

Tabla 6.12 / Ubicación torres meteorológicas

SWIR (GeoCover).

Color: Red: Band 7, Green: Band 4, Blue: Band 2

Shades of green

Shades of green

Shades of green

Black to dark blue

Lavender

Magenta, Lavender, or pale pink

Trees and bushes

Crops

Wetland Vegetation

Water

Urban areas

Bare soil

Yulug (TY)

96 29 505 N / 176 79644 E

80 m

Huascachaca (TH)

96 30646 N / 176 79869 E

80 m

Location

Altura


326

Figura 6.69 / Rosas de Viento de las dos torres meteorológicas

Frecuencia (TY)

Velocidad Promedio (TY)

Energía (TY)

Frecuencia (TH)

Velocidad Promedio (TH)

Energía (TH)

327


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

Tabla 6.13 /Coordenadas geográficas de los aerogeneradores UTM Zona 17

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

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

X

678424678483678527678486678419678376678376679668679694679694

Y

9629450962928096291059628930962876296285889628408962958696294089629228

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

X

679591679488679327681410681542681672681740681679681683681644

Y

9629080962891796288369630019962978996296649629498962932996291529628942

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

Item

Fabricante/ModeloPotenciaDiámetro rotor (m)Altura de buje (m)GeneradorFrecuenciaSi�ema de control

Velocidad de rotación

Cut-in [m/s]Viento nomin[m/s]Cut-out [m/s]

MADE AE-52

MADE AE-52800 kW

5252

SyncronousVariable

Pitch Control

Variable: R (25.7 rpm),I (12.9 rpm)

41225

Gamesa G5818

Gamesa G58850 kW

5852

Asyncronous60 Hz

Pitch Control

Variable: R (26.2 rpm), I (14.6 rpm)

31621

GE 1.5sle19

GE1.5sle1,5 MW

7752

Asyncronous60 Hz

A�ive Pitch

Variable: R (20,4 rpm),

I (10,1 rpm)3,51225

Veas V8020

Ve�as V80

2 MW8060

Asyncronous60 Hz

Opti Speed

Variable: R(16.7rpm), I: (9 rpm)

41525

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


Cálculo de la producción: Con los datos de ru-gosidad, orografía, recurso eólico y datos de aerogeneradores se ha procedido a calcular la producción de energía con el programa infor-mático WindPro (Demo) que utiliza el método Wind Atlas. Los resultados obtenidos se mues-tran en la Tabla 6.15.

Energía (GWh): La mayor producción se obtie-ne evidentemente con el aerogenerador más grande. Sin embargo es interesante los resul-tados del aerogenerador Gamesa (850 kW) di-señados para operar en sitios con bajos viento, y produce la mayor energía por potencia ins-talada.

Eficiencia: El parque eólico es más eficiente con el aerogenerador más pequeño ya que se producen menores pérdidas por efecto estela.

Factor de capacidad (CF) (Ratio of the ac-tual energy produced in a given period, to the hypothetical maximum possible): Se obtiene el mejor factor con aerogeneradores pequeños, Gamesa 850 kW a diferencia de utilizar aeroge-neradores de grandes potencias.

En la Figura 6.71 se muestra los resultados de energía y factor de capacidad, que son los prin-cipales variables técnicas a la hora de tomar una decisión por el tipo de aerogenerador a instalar. Este análisis deberá complementarse con un análisis económico financiero de la ins-talación.

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

Tabla 6.15 /Resultados micrositing, ejemplo

Energía Anual (MWh)

Energía por área (kWh/m2)

Energía por potencia (kWh/kW)

Fa�or de capacidad

Eficiencia

Horas equivalentes

MADE(AE52)

38.876

1017

2.700

27,7 %

96,7 %

2.700

GAMESA(G58)

44.054

926

2.879

29,6 %

96,5 %

2.879

GE(1.5sle)

74.706

891

2.767

28,4 %

94,2 %

2.767

VESTAS(V80)

88.490

978

2.458

25,2 %

93,9 %

2.458

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


329


6.11 / Conclusiones

El capítulo 6 ha presentado una extensa revi-sión de la historia y estado de arte de la energía eólica, así como los conceptos más importan-tes relacionados con esta fuente renovable de energía. De forma rápida se ha mostrado tam-bién el potencial de la energía eólica en el país. Los conceptos descritos han sido finalmente empleados para evaluar un ejemplo de levan-tamiento del potencial eólico en una determi-nada región y mostrar un ejemplo práctico del

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

6.12 / Referencias y fuentes de consulta

1. MEER. (2013). Atlas Eolico del Ecuador. Retrieved from http://190.152.98.92/PORTAL/mapa.rar

2. Manwell J.F, McGowan J.G, Roger A.L, Wind Ener-gy Explained Theory, Design and Application, 2002, University of Massachusetts, USA ISBN 0-470-84612-7

3. Wizelius, Tore, Developing Wind Power Projects Theory & Practice; Earthscan, ISBN 978-1-84407-262-0, London-UK, 2008.

4. Mackenzie, F.T. and J.A. Mackenzie (1995) Our changing planet. Prentice-Hall, Upper Saddle River, NJ, págs. 288-307.

5. Picard, R. S. Davis, M .Gläser y K. Fujii, 18-Feb-2008.6. Dennis G. Sheperd, Historical Development of the

Windmill, Wind Turbine Technology, Second Edition, págs. 1 – 46, 2009.

7. Dennis G. Sheperd. (2009.) Historical Development of the Windmill, Wind Turbine Technology, Se-cond Edition, pp. 1 – 46.

8. Enciclopedia Británica.9. Mackenzie, F.T. & J.A. Mackenzie . (1995). Our chan-

ging planet. Upper Saddle River, NJ: Prenti-ce-Hall., pp. 288-307.

10. Niels G. Mortensen, Duncan N. Heathfield, Lisbe-th Myllerup, Lars Landberg & Ole Rathmann, (junio 2007). Manual WasP v9, Risø National Laboratory Technical University of Denmark,

11. Picard, R. S. Davis, M .Gläser & K. Fujii,(Feb-2008). Revised formula for the density of moist air (CIPM-2007).

12. Ministerio de Electricidad. (2013). Atlás Eólico del Ecuador.

13. International Electrotechnical Commission (IEC). (2005). Standard IEC 61400-1, ed.3.

14. Palmer Coslett Putnam. (1948) Power from the Wind. Editorial Van Nostrand Reinhold.

15. White, F.M., (2003). Mecánica de Fluidos. McGraw Hill .

16. Wade, J.E., Hewson, E.W., (1979) Trees as local cli-matic indicator.

17. Ponce, G., Roberts, G., (1996). Determinación de velocidades medias del viento en función de indicadores biológicos, Tesis de licenciatura dirigida por Roberto Mattio, Universidad Na-cional de la Patagonia San Juan Bosco, Argen-tina.

18. Van der Hoven, I (1956). Power Spectrum of Ho-rizontal Wind Speed in the Frequency Range from 0.0007 to 900 Cycles per Hour.

19. Guidelines on the calibration of non-automatic weighing instruments, SIM MGW7/cg-01/v.00, Appendix A. (2009)

20. Water Pumping Windmill History in America, Iroman Windmill Co.

21. Doppelbauer, M., A short history of electric mo-tors. Universidad Tecnológica de Karlsruhe

22. The Handbook of Texas Online. Texas State His-torical Association. www.tshaonline.org

330

VII / Energía Solar en el Ecuador

a Facultad de Ciencias Químicas, Universidad de Cuenca, Cuenca-Ecuador

b Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C. A.,

Cuenca-Ecuadorc Departamento de

Ingeniería Eléctrica y Electrónica, Universidad

de Cuenca, Cuenca-Ecuador

d Facultad de Ingeniería, Universidad de Cuenca,

Cuenca-Ecuador.


Vásquez Calero, F., Urdiales Flores, L.,

Espinoza Abad, J.L., GarcíaRenté, M., 2015.

Energía Solar en el Ecuador.

En: “Energías renovables en el Ecuador.

Situación actual, tendencias y

perspectivas”, Editores: Peláez Samaniego, M.R.



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

7.1 / Introducción

La energía solar es una fuente inagotable de energía renovable, obtenida a partir del aprovechamiento de la radiación electromagnética proce-dente del Sol. En la actualidad, el calor y la luz del Sol pueden aprove-charse por medio de diversos captadores como células fotovoltaicas, helióstatos o colectores térmicos, pudiendo transformarse en energía eléctrica o térmica. Las formas de aprovechar la energía solar determinan dos tipos de tec-nologías solares:

- Energía Solar Pasiva. - Energía Solar Activa, la misma que se subdivide en dos subgrupos: Térmica y Fotovoltaica

Las aplicaciones de la energía solar activa están ampliamente difundi-das en todo el mundo. Según el informe anual de la International Energy Agency (IEA) – Solar Heating & Cooling Programme (SHC), en el año 2012, las tecnologías solares térmicas produjeron 227,8 TWh, que corresponde a un ahorro de energía equivalente de 24,5 millones de toneladas de pe-tróleo y 79,1 millones de toneladas de CO2. El número de nuevas instala-ciones creció 9,4 % en comparación con 2011, con China como principal motor del mercado, seguido por Turquía, India y Brasil. En términos del área acumulada instalada, China es el líder absoluto, seguido de Esta-dos Unidos, Alemania y Turquía (IEA-SHC, 2014). La figura 7.1 muestra los países que más sistemas termosolares para calentamiento de agua instalaron durante el 2012.

Por otra parte, según el Photovoltaic Power System Programme (PVPS) de la International Energy Agency (IEA), hasta el año 2013 en el mundo

331

ENERGÍA SOLAR EN EL ECUADORFrancisco Vásquez, Luis Urdiales, Juan L. Espinoza, Manuel GarcíaI

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

Solo durante el año 2013, en los países miem-bros del PVPS se ha instalado 33,1 GW y al me-nos 3,8 GW en otros países. La capacidad ins-talada en todo el mundo ascendió 36,9 GW a finales de 2013. En la figura 7.2 se muestra la evolución de la potencia instalada acumulada total desde el año 1992 hasta el año 2013.

En Ecuador las instalaciones fotovoltaicas más representativas son las realizadas en base a las Regulaciones 004/11 y 009/08 (despacho pre-

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

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


332


ferente y precios especiales, respectivamente) del CONELEC. Estas instalaciones se refieren a proyectos conectados a la red eléctrica (cuya información se amplía en la sección 7.4.7.1 de este capítulo). Adicionalmente, es importante destacar las instalaciones en la provincia in-sular de Galápagos, a través del programa Cero Combustible Fósiles en Galápagos impulsado por el Estado ecuatoriano. En dicha provin-cia se desarrollan los proyectos fotovoltaicos: Isla Baltra (200 kilovatios pico - kWp) y Puerto Ayora (1,5 Megavatios Pico - MWp). También se destaca el proyecto híbrido Isabela que consi-dera una planta térmica a biodiesel de 1,2 MWp y una solar fotovoltaica de 1,5 MWp. (MEER, 2014). Según los datos estadísticos del Consejo Nacional de Electricidad del Ecuador – CONE-LEC, actualmente a nivel de micro-redes se tie-nen instalaciones fotovoltaicas en Galápagos: Isabela (sistemas aislados 0,01 MW), Santa Cruz (sistemas aislados 0,01 MW), Floreana (siste-mas aislados 0,01 MW), San Cristóbal (sistemas aislados 0,01 MW); en Morona Santiago: Huam-boya (0,37 MW) (CONELEC, 2014).

En cuanto a instalaciones individuales para zonas aisladas, el trabajo realizado por la Em-presa Eléctrica Regional Centro Sur C. A., en su área de concesión en la provincia de Morona Santiago alcanza una potencia instalada de 0,45 MW, que corresponde a 3000 sistemas fo-tovoltaicos asilados residenciales - SFVAR de 150 Wp cada uno. En la sección 7.5.8 se descri-ben esta y otras experiencias con SFVAR en el Ecuador.

7.2 / Geometría solar

Las coordenadas celestes horizontales de un astro son:

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

mente hacia el Oeste y negativamente hacia el Este.

La altura, γ, que es el arco de dicho círculo ver-tical comprendido entre el astro y el horizon-te. Se mide a partir del horizonte de 0º a 90º, positivamente hacia el cenit y negativamente hacia el nadir.

En lugar de la altura γ se emplea frecuente-mente el ángulo cenital, θz, que es el arco de círculo vertical entre el cenit y el astro. Se cuenta a partir del cenit, de 0º a 180º, con lo que la relación entre la altura solar y el ángulo ce-nital viene dada por la ecuación 1:

(1)

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

Podemos partir del cálculo del ángulo diario el mismo que obtiene según la expresión 2, sien-

Figura 7.3 / Movimiento relativo del Sol

333


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

(2)

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

(3)

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

(4)

Donde:

• TO: tiempo oficial• AO: adelanto oficial = 0 (en el Ecuador no

se producen adelantos)• λ: meridiano del huso horario

correspondiente = -75• λS: longitud geográfica del lugar (longitud

de zona de concesión= -78,8333o)• Et: Corrección por la ecuación del tiempo

(convertido a horas)

Una vez calculado el TSV podemos calcular el ángulo horario sin más que multiplicar por 15 (grados/hora).

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

(5)

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

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

334


(6)

Y el acimut como el arcocoseno de la ecuación 7:

(7)

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

Figura 7.5 / Montea Solar para región ecuatorial

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

7.3 / Energía Solar Pasiva

La energía solar térmica pasiva consiste en el aprovechamiento de la energía solar de forma directa sin la necesidad de transformarla en otro tipo de energía, para su utilización inme-diata o para su almacenamiento sin la necesi-dad de sistemas mecánicos ni aporte externo de energía (CATEDU, 2014). Esta tecnología hace referencia especialmente a la arquitectu-ra bioclimática o arquitectura solar pasiva. En esta, la energía solar es captada, almacenada y distribuida a través de diferentes estructuras constructivas, con lo cual se aprovecha la ener-gía solar térmica sin necesidad de procesos ni

335


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

dispositivos complejos, sino a través del dise-ño arquitectónico y estructural, considerando factores como el entorno, materiales, forma y orientación de los edificios, techos, aislamien-to térmico, etc. Con ello se reducen las necesi-dades de iluminación y calefacción (o enfria-miento).

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

7.4 / Energía Solar Térmica Activa

La energía solar térmica activa consiste en el aprovechamiento de la energía procedente del sol a través de su concentración, transforma-ción en calor y en algunos casos generación de energía eléctrica (ATECOS, 2011). Este calor puede aprovecharse para cocción de alimen-tos, para la producción de agua caliente des-tinada al consumo de agua doméstico, ya sea agua caliente sanitaria, calefacción, o para pro-

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

La captación se realiza mediante los denomi-nados COLECTORES, cuya clasificación es:

• De baja temperatura, con temperaturas menores a 100 °C para aplicaciones como: calentamiento de piscinas, calentamien-to de agua para baños, etc.

• De media temperatura, con temperaturas entre 100 y 250 °C. Utilizan los concentra-dores estacionarios y los canales parabó-licos.

• De alta temperatura, con temperaturas su-periores a los 500 °C se usan para generar electricidad. Existen tres tipos principa-les: de plato parabólico, de canal parabóli-co y los sistemas de torre central.

7.4.1 / Energía Solar Térmica de Baja Tempe-ratura

La energía solar denominada de baja tempe-ratura es la que se puede utilizar en el ámbito doméstico y suele instalarse en azoteas de vi-vienda o edificios comerciales. El procedimien-to en el que se basan estos sistemas de capta-ción solar es muy simple, pero a la vez de gran utilidad por los servicios que ofrece en un sin

336


número de aplicaciones. Por aprovechamiento de baja temperatura se entiende todos aquellos sistemas de energía solar en los que el fluido calentado no sobrepasa los 100 °C. Estas ins-talaciones se caracterizan por emplear como elemento receptor de energía un captador fijo de placa plana o un captador solar de tubos de vacío. Se utilizan en la producción de agua ca-liente sanitaria, la calefacción de edificios, la climatización de piscinas, etc. (Figura 7.7).

Se han diseñado distintas y avanzadas ver-siones de captadores solares térmicos con el objetivo de incrementar la cantidad de energía absorbida y disminuir las pérdidas. Los capta-dores planos utilizan como fluido el agua, tam-bién los captadores solares de vacío consiguen temperaturas más elevadas de funcionamien-to.

El principio de funcionamiento del captador plano se basa en una “trampa de calor” que con-juga el “efecto de cuerpo negro” con el “efecto invernadero”. Gracias a este sistema de capta-ción se consigue absorber la mayor parte de la radiación solar que llega hasta la superficie y devolver la menos posible. Los captadores pla-nos, destinados por lo general a la producción de agua caliente sanitaria, están recubiertos de una caja herméticamente cerrada. En la cara superior de esta caja se coloca una superficie acristalada que deja atravesar la radiación so-lar e impide que se pierda la ganancia térmica

obtenida. Generalmente, la carcasa que envuel-ve al equipo de captación es metálica, aunque en algunos casos puede ser de plástico especial o de algún otro material. En el interior del siste-ma captador se encuentra la placa absorbente, que es el lugar donde se realiza la captación de la radiación solar propiamente dicha. La pla-ca es fabricada con materiales que conducen bien el calor (aluminio, cobre, planchas metá-licas, etc.) y tiene un funcionamiento parecido al de un radiador, con una disposición de tubos que cuentan con una toma por donde entra el fluido a calentar y otra de salida (Energía Solar Térmica, 2006).

Pese a que existe un gran número de diferentes configuraciones de tubos internos, los tradicio-nales suelen utilizar los de tipo serpentina o los de tubo paralelo. Estos consisten en varios tu-bos de cobre, orientados en forma vertical con respecto al captador, en contacto con una placa de color oscuro que transfiere el calor al fluido circulante (Ver Figura 7.8).

7.4.2 / Energía Solar Térmica de Media Tempe-ratura

La tecnología solar de media temperatura se-destina a aquellas aplicaciones que requieren temperaturas más elevadas de trabajo. A partir de los 80 °C, los captadores planos convencio-nales presentan rendimientos bajos y cuando

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

337


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

se pretende generar vapor entre 100 °C y 250 °C debe acudirse a otro tipo de elementos de cap-tación. Para llegar a estos niveles de tempe-ratura resulta indispensable utilizar sistemas que concentren la radiación solar mediante lentes o espejos parabólicos, como se obseva, por ejemplo, en la Figura 7.9. Los más desarro-llados en la actualidad son los captadores cilin-dro-parabólicos, que se valen de espejos para calentar un fluido hasta producir el vapor que permita mover una turbina. De esta forma, la energía térmica se convierte en energía mecá-nica. En este tipo de instalaciones el fluido que más comúnmente se utiliza es aceite o solucio-nes salinas para trabajar a temperaturas más elevadas. Estos sistemas de concentración requieren un seguimiento continuo del Sol, ya que sólo aprovechan la radiación directa.

Las aplicaciones más usuales en las instalacio-nes de media temperatura que se han realizado hasta la fecha han sido la producción de vapor para procesos industriales y la generación de energía eléctrica en pequeñas centrales de 30 a 2.000 kW (Energía Solar Térmica, 2006).

7.4.3 / Energía Solar Térmica de Alta Tempe-ratura

En las tecnologías de alta temperatura, la radia-ción solar puede servir para la generación de electricidad a gran escala. Mediante un proce-

so que convierte el calor en energía mecánica y posteriormente en energía eléctrica, se con-siguen altas capacidades en la producción de electricidad. Las instalaciones solares de alta temperatura, también conocidas como termoe-léctricas o termosolares, se basan en procesos tecnológicos parecidos a los utilizados en ins-talaciones de media temperatura, pero con una mayor capacidad para concentrar los rayos del Sol, así como para alcanzar temperaturas más elevadas.

Las instalaciones que han conseguido un ma-yor desarrollo con este tipo de tecnologías son las Centrales de Torre, formadas por un campo de espejos (helióstatos) que realizan un segui-miento del Sol en cualquier dirección para re-flejar la radiación sobre una caldera indepen-diente y situada en lo alto de una torre central y los sistemas cilindro-parabólicos, que reflejan la energía procedente del Sol en un tubo que circula a lo largo de la línea focal del espejo.

En las plantas de torre central se llegan a su-perar los 2.000 °C de temperatura por medio de un gran número de espejos enfocados hacia un mismo punto (la cúpula de una torre o un tubo de vidrio dispuesto a lo largo del tramo central del espejo concentrador), con el fin de calentar un fluido hasta convertirlo en vapor. Gracias a la elevada presión alcanzada es posible ac-cionar una turbina, que a su vez impulsará un generador eléctrico. La figura 7.10 presenta un

338


esquema de este tipo de centrales.

7.4.3.1 / Situación a nivel mundial de las cen-trales termosolares

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

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

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

MW instalados al año 2020 (Protermosolar, 2015).

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

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

339


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

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

7.5 / Energía Solar Fotovoltaica

7.5.1 / Conversión Fotovoltaica

La tecnología solar fotovoltaica consiste en la conversión directa de la radiación del Sol en electricidad, conversión que se realiza a través de los módulos o generadores fotovoltaicos. El generador fotovoltaico, encargado de trans-formar la energía del Sol en energía eléctrica, está formado por varios módulos fotovoltaicos conectados en serie y/o paralelo, a su vez cada módulo fotovoltaico está formado por unida-des básicas llamadas células fotovoltaicas o células solares.

La conversión fotovoltaica ocurre sin nece-sidad de ciclos térmicos, cambios químicos o procesos mecánicos que impliquen partes móviles. Esta conversión se produce en los dis-positivos llamados células solares que aprove-chan ciertas propiedades de los materiales se-miconductores. Un semiconductor es un sólido que permite la circulación de corriente a través de él bajo ciertas condiciones. De esta manera

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

7.5.2 / Parámetros que definen el funciona-miento de una célula fotovoltaica

A continuación se resumen los principales pa-rámetros técnicos de una celda fotovoltaica:

- Corriente de corto circuito ISC: es la corriente que se obtiene de la célula cuando la tensión en sus terminales es cero voltios. Constituye la máxima corriente que se puede obtener de la célula (valor típico ≈ 10-35 mA /cm2 de célula).

- Tensión de circuito abierto VOC: Es la tensión en la cual los procesos de recombinación igua-lan a los de generación; por lo tanto la corrien-

340


te que se extrae es nula. Es la máxima tensión que puede extraerse de una célula (0,6 – 1 V por célula).

- Potencia máxima PMax: La potencia de una célula viene dada por P = V I, pero al ser VOC máxima I es cero y al ser ISC máxima V es cero, por lo que en ambos casos P = 0, por lo que ha-brá un valor entre estos dos extremos en el cual P sea máxima (ecuación 8).

(8)

- Factor de forma, FF: Para facilitar la descrip-ción del punto de máxima potencia se define este número de forma que:

(9)

El máximo valor que puede tomar FF es 1, cuan-to más próximo sea a la unidad, mejor será la célula.

- Eficiencia (η): expresado en porcentaje (%), representa la relación entre la potencia que obtenemos de la célula y la potencia de la luz incidente en ella (ecuación 10).

(10)

Donde:

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

7.5.2.1 / Corriente de cortocircuito y eficiencia cuántica

Para obtener la máxima eficiencia en una célu-la fotovoltaica se debe maximizar su corriente

de cortocircuito. Los principales mecanismos de pérdida en esta corriente son:

- Fotones cuya energía es menor que la de la brecha o gap del semiconductor. Es convenien-te escoger un semiconductor de gap bajo para que la mayoría de fotones pueda ser absorbida, pero puede resultar perjudicial ya que la VOC está limitada por el valor del gap.

- Pérdidas por transmisión, fotones que aún con energía mayor que la del gap no son ab-sorbidos en el volumen de la célula. Esto hace que las células tiendan a ser gruesas pero no demasiado ya que aumentaría su resistencia, además la recombinación depende del volu-men de la célula

-Fotones reflejados por la superficie de la cé-lula, para evitar esto se utilizan capas antire-flectantes.

- Fotones que inciden sobre la malla de metali-zación, el factor de sombra no puede ser dema-siado grande, el uso de cubiertas prismáticas o de cavidades da un buen contacto eléctrico con el metal y disminuye el factor sombra.

- La recombinación en cortocircuito, que son los pares electrón-hueco (e-h), que aun siendo creados desaparecen (se recombinan) antes de que el electrón pueda salir a circular por el cir-cuito exterior a la célula.

Por otro lado, la eficiencia cuántica de la célu-la consiste en irradiar la célula con fotones de longitud de onda conocida, y medir el número de electrones que circulan por el exterior. La eficiencia cuántica QE(λ), definida para una longitud de onda, λ, de los fotones, es el cocien-te entre el número de electrones y el número de fotones incidentes. Suele expresarse en tan-to por ciento.

Si f(λ) representa las funciones del espectro so-lar, la ISC viene dada aproximadamente por la ecuación 11:

341


(11)

Donde:

h: Constante de Planck = 6,6262*10-34 Jsc: Velocidad de la luz = 2,9979*108 m/s (en vacío)e: Carga del electrón = -1,6022*10-19 C

La respuesta espectral SR(λ) es la corrien-te producida por la potencia de luz incidente para cada longitud de onda. Se relaciona con eficiencia cuántica mediante la expresión de la ecuación 12:

(12)

7.5.2.2 / Tensión de circuito abierto y corriente de oscuridad

La estructura de una célula es la estructura de un diodo. Su característica I-V medida en la oscuridad corresponde a la característica ex-ponencial de un diodo, como se muestra en la ecuación 13. En otras palabras, la corriente de oscuridad de debe a la recombinación de porta-dores que produce el voltaje externo necesario para poder entregar energía a la carga.

(13)

Donde:

e: carga del electrónV: diferencia de potencial en los extremos del diodon: factor de idealidad del diodo (valor comprendido entre 1 y 2)k: constante de BoltzmannT: temperatura absoluta

La recombinación depende exponencialmente de la tensión, el parámetro IO(T) es la corriente

de saturación del diodo y es dependiente de la temperatura. A tensión constante, si la tempe-ratura aumenta, I también aumenta, lo cual nos da una idea del grado de recombinación de la célula: células aparentemente idénticas son más recombinantes cuanto mayor sea el valor de IO(T).

El denominado principio de superposición puede ser aplicado a las células solares; es de-cir, si se quiere obtener la corriente que pasa por una célula iluminada y sometida a una ten-sión V por efecto de la carga, podemos hacerlo sumando la corriente que pasaría por la carga pero con V=0 y la corriente que pasaría si no estuviese iluminada pero estuviese sometida a una tensión V de acuerdo a la ecuación 14.

(14)

Donde:

IL: corriente que pasa por la carga

A tensiones bajas I ≈ IL ISC. A medida que la tensión crece, el segundo término de la ecua-ción va aumentando y la corriente disminu-yendo y, por su carácter exponencial, lo hará de una forma brusca. La tensión de circuito abier-to viene dada por la ecuación 15:

(15)

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

7.5.2.3 / Factor de forma, resistencia serie y pa-ralelo

El factor de forma se define como el cociente de potencia máxima que se puede entregar a una carga entre el producto de la tensión de

342


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

(16)

Por otro lado, los materiales presentan una re-sistencia al paso de la corriente eléctrica, por lo que la presencia de la resistencia en serie y la resistencia en paralelo de la célula afectan al factor de forma y por medio de este a la eficien-cia de la misma.

Resistencia en serie, RS, es la resistencia in-terna de la célula y se debe a la malla de me-talización, a la resistencia de contactos y a la resistencia del semiconductor. Resistencia en paralelo, RP, es debida a las imperfecciones en la unión pn, lo cual permite la fuga de corriente. La Figura 7.12 muestra el circuito equivalente de una célula solar.

(18)

Cuando es dominante el efecto de la resisten-cia en paralelo se puede usar la ecuación 19:

(19)

En donde:

(20)

7.5.2.4 / Dependencia de la temperatura

Cuando las células fotovoltaicas están expues-tas al Sol lógicamente se calientan y la eficien-cia disminuye cuando aumenta la tempera-tura, debido sobre todo a la disminución que sufre la tensión de circuito abierto.

Al aumentar la temperatura, mientras la co-rriente de cortocircuito aumenta muy ligera-mente, la tensión de circuito abierto disminuye (aproximadamente -2.3 mV/ºC). Por la depen-dencia del FF con VOC, éste también disminuye al aumentar la temperatura. Como consecuen-cia la eficiencia de la celda decrece.

7.5.3 / Tipos de células fotovoltaicas

Existen diferentes tipos de células fotovoltai-cas dependiendo de su composición y modo de fabricación. Entre las más relevantes podemos destacar las siguientes:

7.5.3.1 / Células de silicio monocristalino

Son las células fotovoltaicas más usadas en la actualidad (alrededor del 50 % del mercado

Figura 7.12 / Circuito equivalente de una célula solar.

Estos factores del circuito equivalente se pue-den aplicar para obtener la ecuación caracte-rística de una célula solar (ecuación 17):

(17)

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

343


actual), debido a su comparativamente buena relación rendimiento - precio. Esto puede de-berse en gran parte a la gran industria que se ha montado sobre el silicio, ya que es la base de todos los transistores, circuitos integrados y otros componentes activos electrónicos. Hay que recordar que el silicio es el segundo ma-terial más abundante en la Tierra, después del oxígeno.

Sin embargo, el silicio no se encuentra en es-tado puro y existen ciertos elementos de difí-cil eliminación. Por otra parte, se ha de fundir y hacerse crecer para formar un monocristal, etapa en la cual se invierte mucho tiempo y energía. Por el momento, su uso está un poco limitado para fabricar en cantidades tales que pudieran abaratar el costo del producto. Ello explica, al menos en parte, por qué la energía solar fotovoltaica es relativamente cara para su viabilidad económica en varios proyectos.

Una célula solar de silicio monocristalino no es otra cosa que un diodo de unión P-N que se hace especialmente sensible a la iluminación, generando entonces la corriente eléctrica. El rendimiento de estas células a nivel comercial puede llegar al 15 % aproximadamente.

7.5.3.2 / Células de silicio policristalino

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

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

7.5.3.3 / Células de arseniuro de galio – AsGa

Estas células fotovoltaicas son quizá las más indicadas para la fabricación de paneles, ya que su rendimiento teórico alcanza límites cercanos al 27-28 % en su versión monocrista-lina. El problema principal radica en que este material es raro y poco abundante, por lo cual no se ha empezado su manipulación hasta hace relativamente poco tiempo, estando su tecnología poco avanzada y a costos elevados.

Una característica interesante del AsGa es su elevado coeficiente de absorción. Otra carac-terística importante es que puede trabajar a temperaturas altas, con menos pérdidas que el silicio monocristalino, lo que da una ventaja en sistemas de concentración.

7.5.3.4 / Células bifaciales

Esta tecnología de fabricación consiste en crear una doble unión (normalmente N+-P-P+) de tal forma que la célula sea activa tanto en la cara frontal como en su cara posterior. Este procedimiento permite captar la radiación frontal y la reflejada en el suelo (albedo), que es transformada en electricidad en la parte pos-terior de la célula fotovoltaica. Lógicamente, la energía producida por el albedo es menor que la que produce la radiación directa, pudiendo llegar su valor al 30 % de la energía total, cui-dando la calidad de la superficie de reflexión, así como ciertas condiciones mecánicas en la colocación del panel forma por este tipo de cé-lulas.

Las células bifaciales obtienen, por tanto, mejor rendimiento que las monofaciales, pero, lógica-

344


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

7.5.3.5 / Células de silicio amorfo

La gran ventaja de utilización del silicio amor-fo para la fabricación de células fotovoltaicas radica en el espesor de material a utilizar, ya que puede ser 50 veces más fino que el equiva-lente en silicio monocristalino.

El silicio amorfo presenta un alto coeficiente de absorción, lo que permite la utilización de espesores de material activo muy pequeños. Los rendimientos no son muy altos (5-6 %), pero esta característica pudiera verse compensada por bajos costes de producción, lo que redunda-ría en una mayor aplicación de estos elemen-tos en el mercado. Existen estudios para ver la viabilidad de fabricar células solares de silicio amorfo superponiendo varias capas, cada una

sensible a unas determinadas radiaciones, con lo cual se podrían obtener rendimientos próxi-mos al silicio monocristalino, al sumarse la efectividad de cada una de ellas.

El silicio amorfo y las células delgadas se pre-sentan como grandes candidatos para ser la alternativa a corto plazo para la fabricación de células fotovoltaicas. Sin embargo, todavía de-ben resolverse problemas de inestabilidad en su eficiencia. Actualmente están siendo utili-zadas para la fabricación de pequeños paneles para relojes, calculadoras y juguetes acciona-dos por la radiación solar. En la Figura 7.13 se puede ver algunos ejemplos de células y pane-les solares.

En los últimos años se viene trabajando a ni-vel experimental en una serie de tecnologías y materiales alternativos al silicio convencional, lo cual hace prever que en el futuro el mercado de las células solares podría variar de manera importante. Las células fotovoltaicas orgánicas y el grafeno son ejemplo de ello.

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


345


7.5.4 / Componentes de un sistema fotovoltaico

Si bien el módulo o generador fotovoltaico es el elemento esencial en un sistema, no es el úni-co. En general el sistema fotovoltaico – SFV, a escala residencial, está formado por:

• Un generador fotovoltaico• Una batería de acumulación• Un regulador de carga• Un inversor• El consumo (la carga)

Una de las principales características de los generadores fotovoltaicos es que únicamente producen electricidad cuando reciben la luz del Sol (irradiancia solar). La cantidad de energía que generan es directamente proporcional a la irradiancia solar que incide sobre su superficie, misma que se mide en kWh/m2/día. Es por esto que es necesario incluir un sistema de alma-cenamiento de energía, en este caso baterías (Alonso Abella, 2008). En la Figura 7.14 se re-presenta es esquema básico de conexión de los elementos del sistema fotovoltaico.

7.5.4.1 / El panel solar

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

das eléctricamente. Dicha conexión puede ser en serie o en paralelo, de forma que la tensión y corriente se ajusten a los valores deseados. Además, un panel dispone de otros elementos que le dan una adecuada protección frente a agentes externos, tales como:

• Cubierta exterior de vidrio, debe permitir al máximo el paso de la radiación solar.

• Encapsulante, de silicona o de EVA (eti-len-vinil-acetato)

• Lámina de protección posterior, evita el ataque de los agentes meteorológicos.

• Marco metálico, le da rigidez e impermea-bilidad al panel.

• Cableado y bornes de conexión, protegidos de la intemperie en cajas estancas.

• Diodo de protección, contra sobrecargas y circulación inversa de corriente.

La Figura 7.15 muestra las partes de un panel FV.

Normalmente los paneles están diseñados para trabajar con sistemas de baterías cuya tensión es múltiplo de 12 V, tiene dos bornes, uno positivo y otro negativo; sus dimensiones, número de células, tensión y potencia pico pueden variar de acuerdo a los distintos mode-los y fabricantes.

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

346


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

Corriente de corto circuito (Isc), es la corriente máxima que entrega el panel al cortocircuitar sus terminales (V = 0).

Tensión de circuito abierto (Voc), es la tensión máxima que se puede medir sobre el panel y se da cuando el circuito está sin carga y no hay circulación de corriente (I = 0).

Potencia Pico (Pmax), es la potencia que cederá el panel solar para las condiciones nominales de 1000 W/m2 de radiación y 25 °C de tempera-tura del panel.

Algunos fabricantes incluyen sistemáticamen-te diodos de paso (by-pass) en sus módulos fotovoltaicos, para protegerlos contra el fenó-meno de “punto caliente”. Los diodos de bypass protegen individualmente a cada panel de po-sibles daños ocasionados por sombras parcia-les. Deben ser utilizados en disposiciones en las que los módulos están conectados en serie. Los diodos de bypass impiden que cada módu-lo individualmente absorba corriente de otro de los módulos del grupo, si en uno o más mó-dulos del mismo se produce una sombra.

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

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

Los parámetros característicos de un panel so-lar son los siguientes:

347


7.5.4.2 / Estructura de soporte

• Las estructuras de soporte deben ser capaces de resistir, como mínimo, 10 años de exposición a la intemperie sin corrosión o fatiga apreciables.

• Las estructuras de soporte deben soportar vientos de 120 km/h, como mínimo.

• Se pueden utilizar muchos materiales para las estructuras de soporte, entre ellos acero inoxi-dable, aluminio, hierro galvanizado con una capa protectora de 30 μm, madera tratada, es-tructuras en fibra de vidrio, etc.

• En el caso de módulos fotovoltaicos con mar-co, su fijación a los soportes sólo puede reali-zarse mediante elementos (tornillos, tuercas, arandelas, etc.) de acero inoxidable.

El ángulo de inclinación debe permitir la mayor captación de energía solar durante el peor mes, es decir el mes con la peor relación entre los valores diarios de la irradiación y el consumo, ambos en media mensual. Generalmente puede suponerse que la demanda de los usuarios es constante, lo que lleva a la fórmula (ecuación 21):

(21)

Donde:

Φ es la latitud del lugar de instalación.

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

7.5.4.3 / El regulador

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

que limita la tensión a unos valores adecuados para el mantenimiento, en estado de flotación, del grupo de baterías. La misión del regulador de carga es de suma importancia en la mayoría de los casos, ya que se trabaja con una fuente de energía totalmente variable a lo largo del día y del año. De no existir un sistema regulador, puede producirse un exceso de corriente que sería capaz de hacer hervir el electrolito con la consiguiente pérdida de agua y deterioro del grupo acumulador, al no poderse limitar la ten-sión.

Generalmente el control del estado de carga de las baterías se realiza mediante la medida de la tensión en bornes, usando los datos pro-porcionados por los diferentes fabricantes de baterías, ya que existe una relación entre es-tos dos parámetros. De esta forma, el circuito de control del regulador de carga sabe cuándo debe empezar a actuar limitando la tensión y corriente proporcionada por el grupo fotovol-taico. Consiguientemente el regulador contro-la constantemente la tensión de los acumu-ladores durante el proceso de carga. Una vez se ha completado la carga del acumulador, el regulador interrumpe el paso de corriente, evi-tando de esta forma la pérdida de electrolito y un posible calentamiento de los acumuladores. Cuando la tensión del acumulador desciende, el regulador vuelve a permitir el paso de co-rriente desde el panel.

Por otra parte, una descarga excesiva de los acumuladores puede producir daños irrepara-bles en su capacidad útil. Consecuentemen-te, el regulador suele incluir un dispositivo a modo de señal acústica y/o luminosa indican-do que se ha alcanzado el máximo de la descar-ga permitida, incluso en la actualidad disponen de una pantalla o “display”. De esta forma el usuario puede evitar descargas profundas pre-servando por tanto la vida útil de las baterías. Ciertos reguladores informan del estado de carga de los acumuladores de forma continua para que el usuario pueda planificar y gestionar mejor el consumo en función de la energía útil

348


disponible. De igual manera hay reguladores que ofrecen información sobre la energía ce-dida por los paneles fotovoltaicos, así como la que se acumula y la que se consume.

En la actualidad gran parte de los equipos re-guladores incluyen un elemento sensible a la temperatura (termistor) que varía automáti-camente los ajustes de carga, alarma y desco-nexión por descarga en función de la tempera-tura ambiente, con lo que se consigue controlar correctamente la carga y descarga de un acu-mulador a cualquier temperatura, alcanzando siempre el 100 % de la carga y no permitiendo pérdidas innecesarias de electrolito. Con el avance de los microprocesadores y microcon-troladores algunos fabricantes han desarrolla-do reguladores muy versátiles que se adaptan fácilmente a las diferentes condiciones de tra-bajo, a diferentes niveles de tensión (12 V o 24 V) y diferente tipo de baterías.

La incorporación de un sistema de captura de datos, tanto de generación como de consumo, condiciones de trabajo, etc., pueden ser alma-cenados en una memoria acondicionada para este efecto y luego los datos pueden ser eva-cuados a un computador. Este beneficio resulta ideal para controlar el funcionamiento correc-to de los sistemas e investigar variaciones de demanda.

Los reguladores pueden clasificarse en regu-ladores en paralelo o “shunt” y reguladores en serie. La misión en ambos casos es la misma y se diferencian en la forma de trabajo y presta-ciones de cada uno de estos elementos.

Regulador paralelo

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

solar, derivando con ello la corriente y apartán-dola de las baterías.

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

Regulador serie

Actualmente se puede encontrar un tipo de regulador de carga que no disipa virtualmen-te nada de energía y que se le ha denomina-do tipo serie. Estos aparatos se basan en el concepto de la regulación en serie, en la que el grupo solar se desconecta del sistema de baterías cuando se logra un estado de plena carga. Es decir, este equipo es equivalente a un interruptor conectado en serie que pro-porciona una vía de baja resistencia (de mi-liohmios) desde el grupo solar al sistema de baterías durante la carga, y un circuito abierto entre el grupo solar y la batería cuando está se encuentra plenamente cargada.

En el regulador serie no se disipa nada de ener-gía en uno u otro estado, porque cuando está en la posición CERRADO no hay caída de tensión en el interruptor y cuando se encuentra en la posición ABIERTO, no hay paso de corriente. La única potencia consumida es requerida en el interior del equipo para los circuitos de de-tección y control. La gran ventaja de los regula-dores serie radica en su instalación en grandes

349


sistemas, ya que su reducido tamaño y la au-sencia de disipación de calor los hacen aptos para su inserción en cabinas completamente herméticas que deben trabajar en unas condi-ciones adversas.

Existen otros tipos de reguladores, pero son usados en mucha menor proporción que los anteriores, como por ejemplo aquellos en los que, una vez que la batería está cargada, des-vían la corriente proporcionada por los módu-los solares hacia otro circuito que puede estar conectado, por ejemplo a una bomba de agua. De esta forma, nunca se desaprovecha la ener-gía que pueden suministrar los paneles foto-voltaicos.

Para sistemas de gran tamaño se han desarro-llado reguladores que se autorregulan para tra-bajar siempre en el punto de máxima potencia generada por los paneles, de igual manera se han desarrollado reguladores para sistemas hí-bridos, con aporte fotovoltaico, pero constitu-yen aplicaciones especiales no recomendadas para Sistemas Fotovoltaicos Domésticos.

7.5.4.4 / Cargas eléctricas en corriente continua

Existen distintos equipos adaptados para tra-bajar con corriente continua. La mayoría de es-tos equipos fueron creados inicialmente para la industria de la automoción, autocarabanas y remolques, campings, etc. Actualmente se pue-den encontrar en el mercado gran cantidad de electrodomésticos adaptados a la tensión de 12 VCC empezando por luminarias, radios, lavado-ras, televisiones, refrigeradoras, bombas, etc.

Por otra parte estos equipos generalmente es-tán diseñados para tener una alta eficiencia y de este modo aprovechar al máximo los re-cursos energéticos disponibles, lo cual los con-vierte en ideales para su empleo en instalacio-nes solares fotovoltaicas.

Luminarias en Corriente Continua

El hecho de proporcionar la iluminación a co-rriente continua en vez de alterna, incide direc-tamente sobre el precio final de la instalación, pues, aunque las luminarias pueden salir algo más caras, se evita la compra de un converti-dor CC/CA, a la vez que se reducen las pérdidas por rendimiento de este aparato, incrementan-do la confiabilidad del sistema al disminuir el número de equipos.

Luminarias fluorescentes

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

Es muy importante que la frecuencia de osci-lación del transistor de la reactancia esté por encima de los 20 kHz, ya que además de no producir interferencias radiofónicas, ni ser au-dible para el oído humano, emite un flujo lumi-noso de aproximadamente un 15% mayor que el previsto para una frecuencia de 60 Hz. Por este y otros motivos, la utilización de equipos fluo-rescentes a corriente continua es muy econó-mica, dado que su consumo eléctrico a igual-dad de lúmenes es significativamente menor.

Sin embargo, algunos usuarios la considerada muy fría y poco agradable. Existen lámparas con colores cálidos de alto rendimiento que obtienen las ventajas de las luminarias fluo-rescentes, respecto al ahorro energético, y las de las lámparas incandescentes, en cuanto a la calidad de la iluminación. Estas lámparas,

350


aunque requieren una inversión ligeramente mayor, garantizan un grado de iluminación agradable. Los rendimientos lumínicos en la actualidad están próximos a los 55 lúmenes por vatio (lm//W) y la durabilidad se ha incre-mentado llegando a superar las 10.000 horas de uso cuando el arranque se produce en frío.

Un problema que amerita tener presente es la potencial contaminación por metales pesados cuando se disponen de las lámparas usadas. La cantidad de mercurio recomendada como máxima es de 5 mg por luminaria. El problema se presenta cuando al no dar un manejo ade-cuado de las luminarias que han culminado su vida útil estas se desperdigan en la zona.

Luminaria con tubo fluorescente

Disponen de un balasto y un tubo independien-tes, los sócalos para conexión tiene dos entra-das cada uno. Como ventaja de estas luminarias cabe citar la

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

Figura 7.17 / Lámpara de tubo fluorescente.

disponibilidad de usar los mismos tubos fluo-rescentes que se aplica para lámparas de 110 V ca. Como desventaja, al ser los tubos de mayor diámetro utilizan una mayor cantidad de mer-curio, además son las que han presentado ma-yor problema en los balastos.

Luminaria compacta

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

Figura 7.18 / Luminaria compacta (Fuente: http://www.pho-cos.com).

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

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

Luminarias semicompactas

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

351


Luminarias LED

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

fotovoltaicos y almacenada en la batería en corriente alterna necesaria para diferentes dispositivos. Los inversores o convertidores CC/CA constan de un circuito electrónico rea-lizado con transistores y tiristores, que trocea la corriente continua alternándola y crean-do una onda de forma cuadrada. Este tipo de onda puede ser ya utilizada después de haberla hecho pasar por un transformador que eleva la tensión, teniendo entonces los denominados convertidores de onda cuadrada, o bien si se fil-tra, obtener una forma de onda sinusoidal igual a la de la red eléctrica.

Existen otros tipos de convertidores más sofis-ticados, entre ellos los que en vez de crear una onda cuadrada crean una onda escalonada que sigue la forma sinusoidal mediante un filtro menos complicado que el utilizado en el caso de una onda cuadrada. Para algunas aplicacio-nes en energía solar es suficiente utilizar con-vertidores de onda cuadrada, pues no son es-pecialmente sofisticadas (pequeños motores, herramientas eléctricas de muy baja potencia), y presentan habitualmente un rendimiento más elevado, ya que al no existir filtro las pér-didas son más pequeñas.

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

Como regla general práctica, en toda instala-ción de energía solar se debe utilizar lo menos

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

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

7.5.4.5 / Inversores

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

352


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

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

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

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

7.5.4.6 / Subsistemas de acumulación (Baterías)

El acumulador o batería es un dispositivo elec-troquímico que almacena energía eléctrica en forma de enlaces químicos. Un acumulador convencional está constituido por uno o varios vasos interconectados. Cada vaso se conforma por una lámina de plomo (Pb) y otra de dióxido de plomo (PbO2), sumergidos en un electrolito resultante de la mezcla de ácido sulfúrico (Fi-gura 7.22).

En el acumulador se produce la siguiente reac-ción química (Ecuación 22):

(22)

353


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

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

Profundidad de descarga (Depth of Discharge, DOD)

Este parámetro representa los Amperios-hora extraídos de una batería plenamente cargada. Se determina en tanto por ciento.

Ejemplo: en una batería de 200 Ah, extraemos 120 Ah, la profundidad de descarga es:

Figura 7.22 / Esquema de una batería Pb-ácido.

7.5.4.6.1 / Parámetros Eléctricos de un Acumu-lador

Capacidad de almacenamiento de energía

Es la cantidad de electricidad que puede obte-nerse durante una descarga completa del acu-mulador plenamente cargado. Se mide en Ah para un determinado tiempo de descarga.

Ejemplo: Capacidad a 100 horas = 200 Ah C100 = 200Ah

Régimen de carga/descarga

Es la corriente aplicada a la batería para resta-blecer/extraer la capacidad disponible, norma-lizado respecto a la capacidad.

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

Máxima Corriente de Descarga

La industria ha estandarizado la prueba que determina el valor de la máxima corriente de descarga. Esto permite comparar distintos mo-delos de baterías. El valor de la corriente máxi-

354


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

Capacidad de Acumulación

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

Wh = Voltaje nominal x Ah

En el presente ejemplo, la capacidad de acu-mulación, a un voltaje de 12 Vcc, será: Wh = 12 x 200 = 240 Wh

Voltaje de Corte

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

Estado de Carga (state of charge, SOC)

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

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

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

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

Rendimiento (η): El rendimiento de una batería puede expresarse de dos formas:

• FARÁDICO (Ah): Relación entre carga extraída (en Ah) y carga total (Ah) requerida para esta-blecer el estado inicial de carga.

Figura 7.23 / Curva de voltaje de corte

355


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

7.5.4.6.2 / Tipos de Baterías para Aplicaciones Fotovoltaicas

A partir de su aparición en 1859, las baterías han ido evolucionando y se han desarrollado diferentes tecnologías que comprenden el uso de nuevos materiales, modelos, disposición de los elementos, etc. Estas nuevas tecnologías buscan mejorar rendimientos energéticos, vida útil, disminuir el mantenimiento, mejorar la seguridad y bajar costos.

En algunos de los nuevos modelos es posible encontrar una nueva terminología introducida por los fabricantes de esta nueva batería, es así que parece la llamada unidad de energía de vida, LEU en inglés (Life Energy Unit). El núme-ro de LEUs dado para un determinada unidad, representa el número de KWh que ésta será ca-paz de entregar durante su vida útil.

No todas las baterías pueden instalarse en sis-temas fotovoltaicos domésticos - SFD, debido a las condiciones especiales de trabajo de dichos sistemas. Sin embargo, actualmente existen varias opciones a ser consideradas durante el diseño e instalación de un SFD, dependiendo de factores como la calidad y costo. Aunque inicialmente los SFD eran instalados con bate-rías de plomo - ácido convencionales, hoy en día se tienen nuevos tipos de baterías. A conti-nuación se resumen las principales caracterís-ticas de los diferentes tipos de baterías.

Baterías Pb-ácido convencionales

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

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

Baterías Pb-ácido libres de mantenimiento (SLI)

Son similares a las baterías convencionales Pb-ácido, pero disponen de una malla de con-densación para el vapor de agua que se produ-ce en los procesos de carga y descarga, por lo tanto no requieren que se le agregue agua des-tilada para corregir el nivel de electrolito.

Las baterías SLI de “bajo mantenimiento”, a ve-ces comercializadas bajo el nombre de “bate-rías libres de mantenimiento”, a menudo utili-zan aleaciones de plomo y calcio en las rejillas. El calcio aumenta el voltaje al que comienza a producirse el gaseo, pero reduce la cohesión del material activo de las placas. En consecuencia, el calcio reduce el consumo de agua, pero tam-bién reduce la resistencia al ciclado de la ba-tería. Estas baterías son particularmente vul-nerables a los daños por descargas profundas.Además están sujetas a deterioro por grandes variaciones de temperatura. Por esta razón, muchos diseñadores de sistemas fotovoltaicos recomiendan no utilizarlas en aplicaciones fo-tovoltaicas en países cálidos. Sin embargo, la característica “libre de mantenimiento” resulta muy atractiva para algunos, y estas baterías se han utilizado extensamente en algunos países, como por ejemplo Brasil.

Baterías tubulares

Su principio de funcionamiento es también si-milar al de las baterías convencionales Pb-áci-do, pero en estas baterías los electrodos se reducen a hojas metálicas, las que son enro-lladas, formando un cilindro. El separador, de muy poco espesor, tiene depresiones, donde se coloca el electrolito, el que tiene una estructura pastosa. Los cilindros así formados constitu-yen las celdas en esta batería.

356


El diseño del separador y el alto grado de com-pactación entre electrodos ayudan a crear una estructura mecánica monolítica, la que se ve reforzada por el diseño de la caja, que sigue las curvaturas de los cilindros internos, el uso de un electrolito pastoso, un empaquetado ceñido y una caja hermética. El costo de estas baterías es mayor que el de una batería de Pb-ácido con electrolito líquido de muy buena calidad (entre un 30 y 50 % adicional).

Las baterías de este tipo para uso fotovoltaico son de mejor calidad y están hechas con pla-cas tubulares y rejillas con bajo contenido de Sb-Se. Con estas baterías se pueden alcanzar vidas útiles superiores a 8 años, con frecuen-cias de mantenimiento entre 1 y 2 veces al año. Una desventaja particular de las baterías tubu-lares en sistemas fotovoltaicos domésticos es que no aceptan fácilmente regímenes de carga muy bajos, además, son caras y están poco dis-ponibles en los mercados actuales de los paí-ses en desarrollo.

Baterías con electrolito tipo GEL

Si los gases generados en la batería de Pb-ácido pueden ser parcialmente o totalmente recom-binados, la caja de la batería puede ser hermé-tica. Esta solución es la usada en las baterías con electrolito gelatinoso o tipo gel (gel cell ba-tteries, en inglés). El grado de recombinación depende de la actividad química en el electro-lito (valor de la corriente). Este tipo de baterías pueden llegar a ser hasta 20 % más costosas que sus pares Pb-ácido.

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

Baterías AGM

Los vendedores de baterías herméticas ofre-cen actualmente un sólo tipo de construcción, el que se conoce por las sigla inglesa AGM (Ag-gregated Glass Mat). La mejor traducción sería electrolito contenido en un conglomerado con paño absorbente (mat) cristalizado. El paño es el separador de placas, que está hecho de una estructura fibrosa fina de silicio y boro, la que tiene una apariencia cristalizada o de fibra de vidrio (fiberglass).

El electrolito, que ha sido reducido a una densa estructura gelatinosa, pasa a formar parte del conglomerado. Las baterías de este tipo usan también un electrolito de ácido y agua, pero la solución tiene un grado de saturación menor que la del electrolito líquido. Aunque su costo es aún una barrera, las ventajas de estas baterías hacen que su nivel de adopción sea creciente en todo el mundo y particularmente en SFD.

Ventajas de las baterías AGM

• Toleran más abuso que otras baterías del tipo hermética, ya que el grado de recom-binación de los gases de carga es algo su-perior al 99 %.

• Tienen una auto-descarga que no excede el 3 % por mes (a 25 °C).

• Pueden ser recargadas al 100 %, aún si han perdido completamente su carga.

• Nunca desparramarán el electrolito (aún si se rompiere la caja), convirtiéndose en la solución ideal para instalaciones en don-de el movimiento constituye un problema (boyas, embarcaciones o aviones).

• Resultan muy seguras cuando son instala-das dentro del hogar.

357


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

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

• Resisten mejor las bajas temperaturas am-bientes.

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

Desventajas de las baterías AGM

• El costo es dos a tres veces superior al de una batería Pb-ácido con electrolito líquido.

• La corriente y el voltaje de carga son más bajos que para la de electrolito líquido (mayor tiempo de carga).

• No pueden ser almacenas sin manteni-miento por periodos largos de tiempo, de-bido a su autodescarga, pueden producir-se descargas profundas que repercuten en su vida útil.

Baterías Níquel-Cadmio (Ni-Cd)

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

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

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

Ventajas de las baterías de Ni-Cd

• Toleran más abuso que su equivalente de Pb-ácido, ya que soportan, sin dañarse, cargas y descargas excesivas, y pueden trabajar con bajo estado de carga sin de-teriorarse.

• Toleran una mayor PdD (cerca del 100 %).

• Tienen una mayor eficiencia con bajas y altas temperaturas y soportan sin pro-blemas una alta combinación de tempe-ratura y humedad ambiente. Esta última característica las convierte en la solución ideal para climas tropicales.

• No tienen problemas de sulfatación de las placas o congelación del electrolito.

• La autodescarga, inicialmente elevada, disminuye con el tiempo, permitiendo largos periodos de almacenamiento con una retención considerable de la carga inicial.

• La vida útil es de más de dos veces la de una batería solar de Pb-ácido de igual

358


capacidad. Los fabricantes de más expe-riencia con este tipo de baterías, las ga-rantizan por 20 años.

Desventajas de las baterías de Ni-Cd

• La característica de descarga es la mayor desventaja, ya que el voltaje de salida permanece prácticamente constante (ex-tremadamente baja resistencia interna) hasta que, súbitamente, su capacidad de almacenaje se ve agotada. En ese mo-mento el voltaje de salida cae en forma vertiginosa, no permitiendo al usuario te-ner un “aviso previo”.

• La evaluación del estado de carga requie-re medir el voltaje de salida con un voltí-metro que tenga la suficiente resolución y precisión para que la lectura contenga dos decimales significativos, ya que la di-ferencia en voltaje entre una celda carga-da u otra descargada es muy pequeña (1,4 V cargada; 1,1 V descargada).

• El electrolito de una batería de Ni-Cd tiene un rol pasivo. Sólo actúa como transpor-tador de cargas, y por lo tanto, no hay va-riación alguna en su densidad entre una celda cargada o descargada. No es posible usar un densímetro para determinar el estado de carga

• El bajo voltaje por celda obliga a la incor-poración de un mayor número de celdas/batería para obtener voltajes cercanos a los 12 V.

La Figura 7.24 muestra los tipos de baterías más usadas en los SFD.

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

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

359


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

7.5.4.6.3 / Diferencias entre baterías para apli-caciones solares y las baterías para vehículos

Existen varios casos reportados respecto a que una vez que una batería de un Sistema Fotovol-taico Doméstico (SFD( se avería o ha concluido su vida, es reemplazada por baterías conven-cionales usadas en vehículos. Esta solución puede resultar ventajosa al inicio, particular-mente por costo y disponibilidad de la alterna-tiva, pero se convierte en un verdadero proble-ma para el buen funcionamiento del SFD, por las siguientes razones:

• Las baterías de un sistema FV doméstico para uso nocturno deben entregar una corriente cercana o igual a su máximo, durante varias horas, sin poder ser recar-gadas.

• La batería en un automotor debe entregar, en menos de 30 segundos, una corriente transitoria cuyo valor pico alcanza 1.000 A (por unos 3 segundos), pero tiene asegu-rada una recarga inmediata, que continúa mientras el motor funcione.

Se nota entonces que el régimen de las cargas es completamente distinto. Por lo tanto, los parámetros eléctricos que son importantes en una batería solar, como la capacidad (Ah) y la PdD, no tienen importancia en una batería au-tomotriz.

La calidad de una batería solar está determina-da por la capacidad de acumulación (Ah x V) y entrega (PdD) de energía durante largos perío-dos de actividad. La calidad de una batería au-tomotriz está relacionada con los valores de co-rriente que puede entregar durante el arranque, a temperaturas bajas. Baterías solares de 250 Ah son frecuentemente usadas en sistemas FVs de bajo consumo para uso doméstico, mientras que la batería automotriz de mejor calidad sólo alcanza los 60 Ah. Por otro lado, distintos reque-rimientos se traducen en distintas técnicas de construcción para las placas que forman las cel-das. Las de una batería solar tienen una mayor cantidad de material activo por unidad de volu-men, para alargar la vida útil de las mismas.

En las baterías para automotor lo que importa es obtener una baja densidad de corriente (A/cm2) para minimizar la caída de voltaje por celda cuando circula la corriente de arranque. Por ello usan placas de plomo esponjoso, el que ofrece la mayor superficie de conducción para un volumen dado volumen de carga. Esta dife-rencia de diseño hace que una batería solar de 6 V (3 celdas), con volumen muy similar a la de 12 V para un automotor (6 celdas), pese más de 28 kg (62 lb). El incremento del material activo explica, asimismo, el mayor costo asociado con las baterías solares.

Es evidente que una batería solar y otra de au-tomotor son versiones totalmente diferentes. El análisis llevado a cabo refuerza el concepto dado en la sección anterior, donde se indicó que cada tipo de batería satisface las necesidades de una carga específica. Si se usa para el banco de reserva baterías de automotores, su duración será extremadamente corta, viéndose obligado a cambiarlas frecuentemente, y comprometien-do el grado de confiabilidad del sistema.

7.5.5 / Requisitos ambientales

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

360


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

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

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

7.5.6 / Orientación de los paneles y análisis de sombras

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

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

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

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

7.5.7 / Potencial Solar en el Ecuador

La ubicación del Ecuador, permite que nuestro país pueda aprovechar el recurso solar durante todo el año con un nivel de radiación promedio de 4574,99 Wh/m2/día, según el ATLAS SOLAR DEL ECUADOR elaborado por el Consejo Nacio-nal de Electricidad – CONELEC, como se mues-tra en laFigura 7.25. Esta oportunidad de fuen-te primaria de energía establece el desafío de planificar la matriz energética que considere incrementar la capacidad fotovoltaica instala-da ya desde centrales de generación, sistemas conectados a red y/o sistemas aislados.

La información del ATLAS SOLAR identifica como las zonas que reciben mayor radiación a las provincias de Loja y la parte sur del Azuay, el centro del país y el centro de Pichincha, to-das estas área con una radiación sobre los 5000 Wh/m2/día. Tampoco hay que descartar la zona

361


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

7.5.7.1 / Proyectos con energía solar fotovoltai-ca en Ecuador

Aplicaciones a gran escala como parques foto-voltaicos conectados a la red, están siendo lide-rados por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable – MEER, tanto en el territorio conti-nental ecuatoriano como en Galápagos.

A finales del año 2012 e inicios del 2013, el Es-tado ecuatoriano firmó contratos para la cons-trucción de 15 proyectos fotovoltaicos. Esta decisión se basó en las regulaciones del CO-NELEC 004/11 y 009/08 (para despacho prefe-rente y precios especiales, respectivamente). El precio establecido en la normativa (USD 0,40/kWh) atrajo a las empresas relacionadas con la energía fotovoltaica. Inicialmente se presenta-ron 17 proyectos por una capacidad total ins-talada de 284 MW, con lo cual se llenó el cupo de incentivos del CONELEC. De esa potencia,

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


362


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

• Proyecto Fotovoltaico Baltra, consta de la implementación de un sistema foto-voltaico de 200 kWp, con un sistema de almacenamiento de 900 kW en potencia de baterías industriales, tipo híbrido (Ión Litio + Plomo Ácido).

• Proyecto Fotovoltaico Puerto Ayora, que se enmarca dentro de la iniciativa na-cional “Cero Combustibles Fósiles en Ga-lápagos” y permitirá reducir el consumo de combustible fósil que actualmente demanda el sistema de generación de isla Santa Cruz. Adicionalmente, el pro-yecto fotovoltaico Puerto Ayora, de 1.5 MWp, permitirá coordinar la penetración de energía de los distintos proyectos de energía renovable que actualmente se desarrollan tanto en isla Baltra como en Santa Cruz.

• Proyecto híbrido Isabela, desarrollado en la isla Isabela y considera: una planta tér-mica dual de 1,2 MW, la instalación solar fotovoltaica de 1,15 MWp y el sistema de almacenamiento de energía (baterías) de 3,3 MWh. (MEER, 2014).

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

Por otro lado, como aplicaciones con SFV ais-lados de la red se instalan antenas de teleco-

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

Sin embargo, y a pesar del auspicioso inicio, para finales del año 2014 apenas 25 MW de potencia solar fotovoltaica se encontraban instalados en el Ecuador. Esta potencia se cu-brió con 23 proyectos de 1 MW y uno de 2 MW, ubicados principalmente en las provincias de Loja, El Oro e Imbabura. Alrededor de 60 pro-yectos, con un total de 222 MW de potencia, fueron cancelados por parte del CONELEC, por diferentes causas: contratos revocados, termi-nación de mutuo acuerdo, o registros revoca-dos (CONELEC, 2014).

Con referencia a los proyectos ubicados en las islas Galápagos se tiene:

363


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

7.5.8 / Experiencias e electrificación rural con SFV en el Ecuador

7.5.8.1 / Antecedentes

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

Coordinador del Pacto Global de Naciones Uni-das en Ecuador, solo se anuncian 324 SFV ins-talados por esta empresa (FEDETA, 2014).

De la consulta realizada a la Empresa Eléctrica Quito, quien administra la zona de Sucumbíos, se rescató que con corte a octubre de 2014, no se tiene un registro oficial de los beneficiarios que son atendidos con SFV y la mayor canti-dad de sistemas no funcionan. La propiedad de los sistemas aún es de los comités de electrifi-cación comunitaria. Algunos sistemas se han retirado debido a que ya se llegó con redes al sector y otros sistemas (que funcionan algunos de sus componentes) están siendo repotencia-dos (Balseca Granja, 2014).

Adicionalmente, en el informe del proyecto DOSBE denominado: “DESARROLLO DE OPE-RADORES ELÉCTRICOS PARA REDUCCIÓN DE LA POBREZA EN ECUADOR Y EL PERÚ”, se ci-tan los modelos de servicio eléctrico descen-tralizado encontrados en el Ecuador (Ortiz y col., 2008):

• Proyectos de FEDETA. Modelo propio para solución de necesidades energéticas para po-blaciones aisladas. Se ha puesto a prueba en más de 415 instalaciones de energía solar foto-voltaica, beneficiando a 13 comunidades indí-genas de la Amazonía ecuatoriana, que operan satisfactoriamente de acuerdo con evaluacio-nes realizadas por agentes nacionales e inter-nacionales, estatales y privados. El modelo está compuesto por tres elementos fundamentales: Un fuerte proceso de capacitación en el que se vincula toda la población; Un esquema de ad-ministración y operación en manos de los po-bladores locales denominado UOPGES (Unidad Operativa y de Gestión Energética Sostenible); y Un sistema de coordinación entre actores es-tatales, agentes privados, ONG´s y organizacio-nes locales a través de la cual se consigue el financiamiento y se da seguimiento a las inver-siones. Indica que en la provincia de Sucum-bíos operan más de 400 sistemas domésticos de energía solar instalados bajo este modelo,

364


PROVINCIA

Sucumbios

Sucumbios

Sucumbios

Esmeraldas

Sucumbios

Sucumbios

Manabí

COMUNIDADES

Sábalo; Yanallpa;Seguaya; Tangay

San Pablo de Kantesiya;Playas de Cuyabeno

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

La Colorada

Unión Lojana;Tarapuy;Puerto Bolívar

Tres Fronteras;Puerto Rodríguez;Bajo Rodríguez;Buen Samaritano

Pescadillo;La Betilla;Mata de Cacao;Dos E�eros

TOTAL SFV

NÚMEROSISTEMAS

FOTOVOLTAICOSINDIVIDUALES

115

112

200

23

74

45

110

679

POTENCIASFV(Wp)

106

100

100

100

100130

100

100

OBSERVACIONES

Ejecutado conjuntamente con la Empresa Elé�rica RegionalSucumbios con fondos FERUM



Ejecutado conjuntamente con la Empresa Elé�rica RegionalEsmeraldas con fondos FERUM

Ejecutado conjuntamente con la Empresa Elé�rica RegionalSucumbios con fondos FERUM71 SFV individuales y 3 para escuelas


Ejecutado conjuntamente con la Empresa Elé�rica RegionalManabí con fondos FERUM107 SFV individuales y 3 para escuelas

ITEM

1

2

3

4

5

6

7

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

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

de energía solar fotovoltaica en el Cantón Pi-chincha.

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

365


corresponde a la Empresa Eléctrica Ambato, se constituyó una Junta de Electrificación Rural con Energía Renovable (JERER) como mecanis-mo de administración, gestión, mantenimiento y operación de los sistemas. Un delegado de la empresa distribuidora es miembro de la JERER. La empresa distribuidora tiene la obligación de colaborar en la gestión, mantenimiento y operación de los sistemas. Existen dos tarifas planas en función de la capacidad instalada. La JERER está a cargo de la recaudación de las tarifas, y debe entregar una parte a la Empresa Eléctrica, para cubrir mantenimiento mayor, y reposición de equipos. Los activos pertenecen a la empresa eléctrica. 2. Proyecto Esmeraldas. Se creó una empresa comunitaria de energía. La distribuidora puede prestar el uso de los equipos a la empresa local y guardar la propie-dad sobre los mismos, o a su vez arrendarlos con opción de compra o cualquier otra modali-dad que en ese momento se decida. La Empresa Comunitaria está a cargo de la gestión, opera-ción y mantenimiento de los sistemas. La Em-presa Comunitaria de Energía en la figura de una Compañía Anónima Comunitaria está en capacidad de celebrar contratos con el sector público para el desarrollo de sus actividades. A futuro la compañía anónima podrá buscar opciones de financiamiento independiente de los fondos FERUM, para ampliar, por ejemplo su capacidad de generación o el servicio que presta.

• Proyecto FOMDERES- Microred FV y Sistemas FV individuales. Ubicado en San Lorenzo se creó una Junta de Electrificación Rural (JER) formado por un delegado del municipio, de la comunidad y un miembro de la comisión de la luz (comisión creada para la gestión y man-tenimiento del sistema). La JER actúa como ente regulador aplicando estrictamente el re-glamento creado para la gestión del proyec-to. Los activos (equipos y obras civiles) serán propiedad de la Junta Parroquial. Los recursos necesarios para el mantenimiento del siste-ma y reposición de equipos serán recaudados mensualmente a los usuarios a través de las

“tarifas” establecidas en el modelo de gestión. Tarifas planas mensuales por energía a dispo-sición (EDA). Los proyectos se ejecutan sin nin-guna participación de Empresas distribuidoras locales. La sostenibilidad del proyecto depende exclusivamente de la buena gestión adminis-trativa de la Junta encargada del mismo.

• Proyecto Floreana21. varias entidades loca-les e internacionales aportaron fondos para la ejecución del proyecto. La Junta parroquial es dueña de todos los equipos de generación, y la empresa eléctrica es dueña de la red de distribución. La empresa eléctrica está a cargo de la operación, mantenimiento del sistema de generación y de la distribución eléctrica. El modelo de gestión del proyecto no está todavía determinado. Al momento se está buscando un consenso para la firma de un contrato de co-modato entre la Empresa Eléctrica Galápagos y la Junta parroquial Floreana que garantice la sostenibilidad del sistema.

La cantidad de proyectos que se han desarro-llado con la finalidad de proveer de electricidad a aquellas familias que viven en comunidades aisladas ha sido considerable, una cifra oficial indica 646 viviendas beneficiadas a través del financiamiento de los fondos FERUM entre 2003 a 2007 (CONELEC, 2008). Sin embargo, en una exposición anterior se anunciaron 619 sistemas instalados durante el mismo periodo

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

366


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

7.5.8.2 / Proyecto Yantsa ii Etsari

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

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

servicio individual, la CENTROSUR formaliza la prestación del servicio de energía eléctrica con sus clientes. En este caso la denominación aprobada por el anterior CONELEC es de Clien-tes Residenciales Fotovoltaicos (RF), el pago por consumo también ha sido aprobado por el organismo respectivo. La Figura 7.28 muestra el tríptico promocional del proyecto, mientras que la Tabla 7.2 resume los proyectos residen-ciales instalados y su ubicación.

De la información expuesta en esta sección, es claro que una de las aplicaciones con ma-yor potencial en el Ecuador son los SFD a nivel rural, a fin de satisfacer la demanda de aque-llas poblaciones que no tienen acceso a la red eléctrica convencional. Estas comunidades sin electricidad se ubican en zonas margina-les de la costa y sierra y particularmente en las provincias del oriente ecuatoriano, donde la dispersión de los asentamientos hace muy difícil llevar la red de distribución eléctrica. En ese sentido, la sección 7.5.9 presenta un ejem-plo de cálculo para determinar los principales componentes de un SFVD.

367


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

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

PROVINCIA

Morona Santiago

CANTÓN

Morona

Logroño

Taisha

PARROQUIA

CuchaentzaSevilla

Yaupi

TaishaHuasagaMacumaPumpuentsaTuutinentsa

TOTAL

NÚMEROSFD

27337

201

411182540303883

2884

368


7.5.8.3 / Modelo de gestión para la electrifica-ción rural sostenible

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

Sostenibilidad tecnológica

Este aspecto arranca con la evaluación Recur-so-Demanda-Tecnología. Involucra el proce-

so de diseño de los SFV, potencia pico, carga máxima, carga diaria, autonomía, etc., informa-ción que permita dimensionar adecuadamen-te el sistema. También están consideradas las especificaciones técnicas de los equipos y de las instalaciones. Considera la disponibilidad de repuestos y personal técnico para el man-tenimiento preventivo y correctivo. A través de la distribuidora se pueden gestionar las ac-tividades de levantamiento preliminar, diseño, adquisición de equipos, instalación, manteni-miento, reposición, retiro y disposición final de elementos del sistema que han sido reempla-zados o han terminado su vida útil.

Sostenibilidad económica

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

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

369


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

Sostenibilidad social

Se refiere a la interacción de la empresa con la comunidad y de esta última con el SFV, tanto en la parte técnica como en la aceptación so-cial de la alternativa. Por un lado, es preciso que la comunidad conozca el funcionamien-to del SFV, los equipos que puede conectar, el mantenimiento preventivo menor que puede realizar cada cliente (limpieza del panel, lim-pieza de focos), el cuidado de los distintos ele-mentos que conforman el SFV, qué equipos puede conectar y cuáles están prohibidos para garantizar un adecuado funcionamiento del sistema. Esta información debe ser difundi-da de manera formal en las reuniones con la comunidad, a través de los trípticos, afiches, durante la instalación y luego en el acompaña-miento que realiza la empresa.

Por otro lado, es necesario medir el grado de satisfacción social o aceptación de la nueva tecnología, mismo que puede ser evaluado a través de encuestas o entrevistas periódicas; también verificando el cumplimiento de com-promisos de la comunidad y cada usuario, ade-más la participación en reuniones que convoca el Comité de Electrificación.

Sostenibilidad institucional

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

hasta las autoridades de gobierno como: alcal-des y presidentes de junta parroquial, pasando por profesores, sacerdotes y médicos, más las autoridades que pertenecen a las estructuras tradicionales tales como las federaciones que agrupan a varias comunidades representadas por su presidente y los síndicos de cada comu-nidad.En este esquema que funciona antes de la in-clusión del proyecto de electrificación, la dis-tribuidora introduce un nuevo actor que es el Comité de Electrificación. Esta nueva organi-zación representa la figura de la distribuidora (con sus respectivas particularidades) en la comunidad, la cual recibe el acompañamiento periódico y apoyo directo del funcionario de la empresa que inspecciona las comunidades.

En este esquema distribuidora-comité de elec-trificación se plantea una nueva relación de trabajo conjunto con la comunidad beneficia-ria, comportamiento que en anteriores ocasio-nes solo ha estado presente durante la etapa de implantación de un proyecto. Se rompe enton-ces un paradigma tradicional de la forma en que, generalmente, la distribuidora brindaba el servicio. Estos factores externos (clientes dis-persos que no pueden ser atendidos mediante la red convencional) influyen en los cambios y evolución que la empresa distribuidora debe asumir.

En este punto es necesario identificar los cam-bios que la CENTROSUR debió realizar para afrontar el proyecto Yantsa ii Etsari:

• Creación de la Unidad de Energías Reno-vables - UER, grupo de trabajo, dentro de la estructura de la empresa, a cargo de los proyectos con SFV.

• Inclusión en el Plan de Capacitación de la empresa, temas como: conocimiento de energías renovables, trabajo comunitario, seguridad y primeros auxilios en la sel-va. Dirigido a personal interno y externo (contratistas).

370


• Cambios en el Sistema Comercial de CEN-TROSUR - SICO y creación de la tarifa Re-sidencial Fotovoltaica (RF).

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

• Inclusión como parte de la ejecución del proyecto el modelo del plan de sostenibi-lidad elaborado por el consultor, en coor-dinación con la UER.

• Creación de un contrato de servicio. En coordinación con el CONELEC se elaboró un modelo de contrato de servicio. Docu-mento que fue autorizado por el organis-mo regulador.

• Creación de reglamentos y contratos para el funcionamiento de los comités y ope-radores administrativos y técnicos.

Los cambios que asuma la empresa distribuido-ra para garantizar el funcionamiento del Comi-té de Electrificación y mantener el compromiso de los clientes permitirán que las acciones de la empresa sean aceptadas por la comunidad.

Diseño del SFV enfocado a la comunidad

A fin de diseñar el equipamiento más apropia-do para la comunidad se debe conocer el tipo de usuario que se pretende servir, su modelo de vivienda, sus costumbres (por ejemplo; per-manencia estable o semi-nómada), su capaci-dad económica, sus aspiraciones del servicio, etc.

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

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

La sostenibilidad económica está influenciada por el diseño al garantizar un adecuado ser-vicio con la inversión necesaria. Los equipos cumplen estándares para funcionar en los lu-gares donde están instalados, esto asegura me-nores costos de mantenimiento.

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

Sentido de propiedad de la comunidad

El concepto de que el servicio de energía eléc-trica es posible a través de la instalación de un SFV que utiliza un recurso que es propio de la localidad permite a la comunidad “apropiarse” del proyecto.

La sostenibilidad tecnológica está influenciada por el sentido de propiedad cuando los clientes utilizan de manera adecuada los SFV, cuidan los equipos y realizan el mantenimiento pre-ventivo menor.

La sostenibilidad económica recibe influencia del sentido de propiedad cuando los clientes cumplen con el pago de la tarifa establecida.

La sostenibilidad social se ve influenciada con el sentido de propiedad cuando los usuarios cuidan su sistema o los equipos instalados pues reconocen que a través de ellos es posible disponer del servicio de energía eléctrica.

La sostenibilidad institucional está influencia-da desde los comités de electrificación, quie-nes “representan” a la empresa de distribución en su comunidad y tienen la aceptación de las demás autoridades locales.

371


Gestión de la distribuidora

La gestión de la empresa distribuidora se ini-cia con la identificación de la comunidad a ser servida, el acompañamiento para la formación de la estructura del Comité de Electrificación y su funcionamiento, el diseño, puesta en mar-cha del proyecto y administración del servicio a los clientes. La sostenibilidad tecnológica es influenciada por la gestión de la distribuidora desde el dise-ño del sistema, estandarización y el manteni-miento que puede brindar a través del operador técnico o del personal propio. También la repo-sición y retiro de los equipos están a cargo de la distribuidora. La sostenibilidad económica es afectada por la gestión de la distribuidora en la consecu-ción de recursos para la implantación del proyecto así como los necesarios para la ope-ración, mantenimiento y reposición. Es im-portante también la tarea de recaudación de las tarifas.

La sostenibilidad social es influenciada por la distribuidora en la medida que esta última es capaz de educar al cliente y los usuarios sobre el uso y cuidados del sistema, así como sobre los derechos y obligaciones que asumieron mediante el contrato de servicio.

La sostenibilidad institucional se ve influen-ciada por la gestión de la distribuidora específi-camente por el funcionamiento y aplicación de las estructuras creadas como el comité de elec-trificación y la representación que este pueda tener ante la comunidad. Ello se refuerza con la aplicación de reglamentos, contratos, celebra-ción de reuniones, etc., que son actividades que muestran el accionar de los comités.

7.5.9 / Método de cálculo básico de un sistema fotovoltaico doméstico

En la actualidad existen diferentes métodos y formas de cálculo para el diseño de un SFV. Es posible además conseguir programas informá-ticos para cálculo y simulación diaria sobre el comportamiento energético de estos sistemas. Por ejemplo, en el Atlas Solar (CONELEC, 2008) se establece un método de cálculo y ejemplos de diseño para sistemas fotovoltaicos residen-ciales. En esta sección se presenta un ejemplo de cálculo para un sistema fotovoltaico domés-tico, considerando las condiciones de una vi-vienda del sector rural ecuatoriano.

Proyección de la Demanda: Es la parte más im-portante en el dimensionamiento de un SFD, donde se deben observar las costumbres de la comunidad a servir y en base a estas proyectar el uso de luminarias y electrodomésticos.

Datos: En el presente ejemplo de proyección de la demanda, se presenta el consumo proyecta-do para una vivienda tipo-rural, donde se tiene (Tablas 7.3 y 7.4):

• Demanda de lunes a viernes: 317 Wh• Demanda sábados, domingos y días festivos: 365 Wh• Radiación diaria mensual mes más desfavo-rable: 3.9 kWh/m2

En: energía necesaria ηg: eficiencia carga descarga de la batería (0,8 valor de tablas)

La energía real necesaria Ern se calcula: Para días ordinarios

Para días festivos

372


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

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

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

POT.(W)

12

12

12

20

30

12

PER.FUNC.

5:00-5:1520:30-22:00

5:45-6:0020:30-22:00

5:15-6:0018:00-20:00

5:15-7:1512:00-14:0018:00-21:00

8:00-8:3018:00-20:00

5:45-6:0018:30-20:30

TIEMPO(H)

0,251,5

0,251,5

0,752

223

0,502

0,252

ENRG.WH

318

21

318

21

924

33

404060

140

1560

75

324

27

317

ITEM

Iluminación dormitorio padres Total ilum.dorm.padres

iluminación dormitorio hijos Total ilum.dorm.hijos

Iluminación cocina-comedor Total ilum. cocina-comedor

radio

Total radio

computador portátil

Total computador

Iluminación externa

Total iluminación corredor

TOTAL

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

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

373


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

POT.(W)

12

12

12

20

30

12

PER.FUNC.

5:00-5:1521:30-23:00

20:30-22:00

5:15-6:0018:00-20:00

5:15-7:1512:00-14:0018:00-21:00

8:00-8:3018:30-21:30

5:45-6:0018:30-22:00

TIEMPO(H)

0,251,5

1,5

0,752

223

0,53

0,253,5

ENRG.WH

318

21

18

21

924

33

404060

140

1590

105

342

45

365

ITEM

Iluminación dormitorio padres Total ilum.dorm.padres

Iluminación dormitorio hijos Total ilum.dorm.hijos

Iluminación cocina-comedor Total ilum.cocina-comedor

Radio

Total radio

Computador portátil

Total computador

Iluminación externa

Total iluminación corredor

TOTAL

Número de paneles:

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

7.6 / Posible integración de energía solar con energía hidráulica para la generación de elec-tricidad

Hidroseguidores solares.- Un seguidor solar es una máquina con una parte fija (anclada a tie-rra) y otra móvil que a lo largo del día y dentro de su rango de movimiento, acciona, sincrónica con el sol, a una superficie fotocaptadora lo más perpendicular a las radiaciones directas. Los fo-tocaptadores accionados por seguidores solares captan durante un día de trabajo más energía radiante que los fotocaptadores fijos. Lo segui-dores solares pueden se orientados en uno o dos ejes. Los seguidores solares orientados en un eje son más simples y rentables.

374


7.6.1 / Funcionamiento de los hidroseguidores

Los hidroseguidores son amplificadores hi-dráulicos con autocontrol del seguimiento del sol, accionados por la energía de la gravedad durante la descarga y carga libre de agua. Los hidroseguidores, como se indican en la Figura 7.30, están formados por dos recipientes (de área de sección transversal constante para toda altura) con un flotador con carga (grava, arena, agua u otro) en cada uno de ellos. El principio de operación se basa en el siguiente esquema: el hidroseguidor en posición más alta, durante la descarga por gravedad del agua en él con-tenida, arrastra y controla en su descenso al flotador con carga a una velocidad constante. El otro hidroseguidor (de iguales dimensiones que el primero), ubicado a menor altura, reci-be por gravedad el agua del primer recipiente

y controla en su ascenso al flotador con carga a igual velocidad constante. Los flotadores ac-cionan a un sistema mecánico de transmisión para lograr el movimiento sincrónico con el sol de los fotocaptadores.

La operación estable y eficiente de un hidrose-guidor exige tres requerimientos:

1. Alta ganancia o amplificación del hidrose-guidor. La figura 7.31 muestra una fuerza F que hunde al flotador.

Donde:

A1 - es el área entre el flotador y la parte interior del recipiente.

A2 - es el área del fondo del flotador.

Figura 7.31 / Hundimiento del flotador por una fuerza F.

Figura 7.30 / Esquema básico de los hidroseguidores.

375


Por construcción:

El volumen de agua desalojada por el fondo del flotador: es igual al volumen in-crementado alrededor de las caras laterales del flotador:

De donde:

La fuerza de empuje (de reacción)

, por el Principio de Arquímedes:

Done ϒ, peso específico del agua.

Sustituyendo a , obtenemos:

Ahora bien, si el flotador con carga se hubie-se sumergido en una laguna o recipiente con A1 ―› ∞, obtendríamos: que es la fuerza dada usualmente por el Principio de Arquímedes. Vemos que:

Esto implica que la fuerza de empuje de reac-ción del flotador con carga es ma-yor que la Fuerza de Empuje Convencional de Arquímedes. Esto implica que el hidroseguidor es muy robusto y que es capaz de contrarrestar la fuerza del viento que actúa sobre el fotocap-

tador u otras perturbaciones. Usualmente los fotocaptadores son de áreas grandes (de varios m2 o más), por lo que en la práctica se compor-tan como velas resistentes al viento.

La hidrodinámica de flotador con carga impo-ne un estado de régimen estacionario tal que la fuerza de reacción de empuje Lo que determina que el hidroseguidor com-pensa la acción de cualquier fuerza F sobre el fotocaptador, al trasmitirse al flotador con carga a través del sistema mecánico de trans-misión; de esta forma, ejerce autocontrol sobre el seguimiento sincrónico del fotocaptador con el movimiento aparente del sol, manteniendo con ello la condición de máxima captación de la radiación solar directa.

2. Descenso o ascenso a velocidad constante del flotador con carga. La velocidad de despla-zamiento del flotador con carga (tanto en as-censo como en descenso) tiene que ser cons-tante e igual a:

Donde:

ω, velocidad de rotación de la Tierra alrededor de su eje imaginario de giro. r, radio de la polea, cuyo eje de giro es paralelo al eje imaginario de rotación de la Tierra, y que es accionado por el flotador con carga.

A partir de una condición inicial de enfoque, el cumplimiento de que la velocidad de desplaza-miento del flotador sea: es esencial para garantizar el buen trabajo de la instalación solar.

3. Orientación Ecuatorial Simple. El princi-pio de trabajo del hidroseguidor solar con la Orientación Ecuatorial Simple del fotocapta-dor, como se indica en la Figura 7.32, es que a partir de una condición inicial de trabajo (de enfoque, en caso de espejos cilíndrico parabó-

376


licos), el hidroseguidor gire a -15º/h al fotocap-tador, mantenga el enfoque y compense en él, a la velocidad angular ω = 15º/h de arrastre de rotación de la tierra.

Obsérvese que todo cuerpo fijo a la superficie de la tierra está animado (se ve arrastrado) por su movimiento de rotación; y, si se desea que mantenga un enfoque inicial respecto al sol, es imprescindible animarlo alrededor de un eje paralelo al eje imaginario de rotación de la tie-rra con una velocidad de compensación.

7.6.2 / Aspectos técnicos de las instalaciones con hidroseguidores

En la figura 7.33 se muestra una pareja de hi-droseguidores donde se muestran algunos de-talles técnicos para su construcción:

Leyenda:

1- Hidroseguidor que trabaja por descarga libre de agua durante el día.

2- Hidroseguidor que trabaja por carga libre de agua durante el día.

3- Motobomba encargada de evacuar el agua del hidroseguidor 2 al concluir cada día de tra-bajo.

4- Medidor de nivel visual para el llenado del tanque 1.

5- Sensores de nivel en los tanques 1 y 2

6- Tubería y válvula de retención

Figura 7.32 / Orientación Ecuatorial Simple del fotocapta-dor accionado por un Hidroseguidor.

Figura 7.33 / Pareja de Hidroseguidores con espejo cilíndrico parabólico.


377


I y II- Flotadores de peso constante.

V - Velocidad de desplazamiento constante de los flotadores con carga.

Elementos requeridos para la instalación:

1. Eje de caldera: Eje focal del espejo cilín-drico parabólico donde se ubica la calde-ra del espejo.

2. Caldera: Zona tubular ennegrecida y con efecto invernadero que capta la radiación reflejada por el espejo cilíndrico parabóli-co. Por su interior circula un fluido porta-dor de calor, como aceite o agua.

3. Hidroseguidor 1 que trabaja por descar-ga libre de agua: Recipiente con un flota-dor con carga que desciende a velocidad constante al descargarse por gravedad el agua contenida en su interior. El flotador con carga acciona al fotocaptador a una velocidad compensadora sincrónica de la velocidad de rotación de la tierra para mantener la condición inicial de enfoque.

4. Hidroseguidor 2 que trabaja por carga li-bre de agua: Recipiente con flotador con carga (de iguales dimensiones que el an-terior) ubicado en posición más baja que el hidroseguidor 1; al recibir por gravedad el agua proveniente del hidroseguidor 1 provoca el ascenso a velocidad constan-te del flotador con carga y compensa en el fotocaptador a la velocidad de rotación de la tierra.

5. Flotadores con carga: Son dos flotadores de igual peso (constante) dentro de cada recipiente de los hidroseguidores 1 y 2 que accionan al fotocaptador o a los fo-tocaptadores. En función al diseño, cada hidroseguidor puede accionar a un foto-captador o ambos.

6. Sensores de nivel en los tanques 1 y 2: Permiten el control automatizado del ni-vel de ambos tanques: cuando el tanque 1 llegue a su nivel máximo desactivará la bomba de recirculación y comenzará de nuevo el proceso de seguimiento. Cuando el nivel del tanque 1 sea mínimo (esté va-cío) y el del tanque 2 máximo (esté lleno), se conectará la bomba de recirculación hasta que se llene el tanque 1 y se vacíe, el tanque 2.

7. Medidor de nivel visual para el llenado del tanque 1: Este permite a los operarios tener una apreciación visual del nivel de agua existente en el tanque 1.

8. Tubería y válvula de retención: Es la tube-ría y la válvula que permiten la recircula-ción del agua y llenado del tanque 1.

9. Contrapeso de accionamiento: Es un con-trapeso conectado al extremo libre de la correa, que repone la posición de enfoque del fotocaptador, al desplazarse el punto de aplicación de la fuerza de empuje de oposición, ejercida en el otro extremo de la correa por el flotador con carga.

10. Contrapesos de balanceo: Son dos pe-queños contrapesos, como se muestran en la Figura 7.34, que van unidos rígida-mente a la polea en sentido contrario al espejo cilíndrico parabólico para lograr equilibrio del espejo y reducir el consumo de energía en su accionamiento.

11. Poleas: Una (o dos) polea(s) unida rígi-damente al espejo cilíndrico parabólico. Por el centro de la polea pasa el eje focal (eje central de la caldera) del espejo cilín-drico parabólico. La correa que pasa por la ranura de la polea (o de las dos poleas, si accionamos por los dos extremos del espejo) es el enlace entre el flotador con carga y el contrapeso de accionamiento. Cuando el flotador con carga que trabaja

378


por descenso se encuentra en la posición más alta en el hidroseguidor 1, y por tanto, el contrapeso de accionamiento está en posición más baja, es imprescindible fijar con un pasador la correa a la polea en su primer punto de contacto, para evitar que la correa patine en la ranura de la polea y se pierda el enfoque del fotocaptador.

12. Motor eléctrico: Un MCD, Motor de Co-rriente Directa, que tiene su eje prolonga-do en forma de tornillo sinfín para acer-car o alejar a la manguera de evacuación por orden del sistema de control, dis-minuyendo o aumentando, respectiva-mente, el gasto volumétrico de salida, y controlando así la velocidad de descenso del flotador con carga del hidroseguidor 1 (por tanto el enfoque del fotocaptador).

13. Un sistema de control actuando sobre el MCD compensa las perturbaciones y lle-va a enfoque al fotocaptador.

14. Conducto manguera flexible. Es un con-ducto flexible de evacuación por grave-dad que se curva sin partirse y abastece de agua al tanque 2 desde el tanque 1.

15. Un anillo metálico (orlado con una jun-ta de goma como sello) con dos orificios guía laterales, solidarios a una tuerca con rosca en el centro de la manguera permi-ten el ascenso o descenso de la manguera de evacuación. El MCD al rotar su eje ros-cado (en un sentido u otro producto de la acción de control) en la tuerca con rosca fija de la manguera, asciende o desciende la manguera, variando el flujo de descar-ga y con ello ajusta la velocidad de des-censo del flotador con carga. La mangue-ra flexible con sus accesorios, montada, desplazada y accionada por el MCD desde el flotador con carga, es una válvula hi-dráulica viajera de control. Esta válvula solo la lleva el hidroseguidor 1.

16. Motobomba de recirculación del agua: Es una motobomba que trasiega el agua del tanque 2 al concluir el día de traba-jo al tanque 1 para crear las condiciones iniciales de seguimiento del próximo día. Se utilizan motobombas solo en sistemas que recirculan el agua de accionamiento. Cuando el agua es abundante o al con-cluir la tarde no se requiere recircular el agua de accionamiento, tanto la mo-tobomba como la tubería de retorno son descartados.

Figura 7.34 / Contrapesos de balanceo para alcanzar un equilibrio indiferente del espejo cilíndrico parabólico.

379


Figura 7.35. / Estación solar accionada con Hidroseguidores.

Funcionamiento de la Instalación:

Al comenzar el día, el hidroseguidor 1 está lleno de agua y el flotador con carga está en la posición más alta. El hidroseguidor 2 está vacío y el flotador con carga está en posición más baja. A su vez, el espejo cilíndrico para-bólico se encuentra en posición de enfoque. En estas condiciones, se deja salir el agua por la manguera del hidroseguidor 1 de tal forma que su flotador descienda a velocidad cons-tante: . Al recibir esta agua, el hidroseguidor 2 asciende su flotador a igual velocidad En estas condiciones, el sistema me-cánico de transmisión mantiene el enfoque al fotocaptador. El desenfoque del fotocaptador es corregida por el Sistema de Control Automático.

7.6.2 / Central solar con hidroseguidores

En la Figura 7.35 se muestra una central solar con hidroseguidores accionando a espejos ci-líndrico parabólicos con orientación ecuato-rial simpe, dispuestos en la falda Norte a Sur

(N-S) de una loma, con inclinación igual a la latitud del lugar. Una central solar con hidro-seguidores puede trabajar conectada a la red eléctrica o en régimen autónomo. Los hidrose-guidores exigen un anclaje mecánico medio a tierra para evitar que el viento o las colisiones vuelquen a los hidroseguidores.

A manera de ejemplo, supongamos una esta-ción solar compuesta por 500 columnas de hidroseguidores, una al lado de la otra, y con 20 filas colocadas cada una, en líneas de ni-vel constante a lo largo de una pendiente N-S. Cada hidroseguidor de una fila impar (contan-do de arriba para bajo) descarga por gravedad en el hidroseguidor que se encuentra en la fila inmediata inferior. Veamos la operación de esta central solar:

Primer día de trabajo:

Se llenan de agua (antes de comenzar el traba-jo) todos los recipientes de los hidroseguidores de las filas impares; es decir, las filas: 1, 3, 5, 7, 9,

380


11, 13, 15, 17 y 19. A partir de la condición de en-foque en la caldera de los espejos cilíndrico pa-rabólicos y del sincronismo del accionamiento comienza el trabajo de la estación solar: el agua por descarga libre pasa de cada recipiente de una fila impar al siguiente consecutivo de la fila par. Al concluir la tarde, toda el agua de las filas impares esta en las filas pares siguientes:

El agua de la fila 1 se encuentra en la fila 2 El agua de la fila 3 se encuentra en la fila 4

. . .

El agua de la fila 19 se encuentra en la fila 20

Antes de comenzar el segundo día de trabajo se pasa por gravedad (abriendo simplemente válvulas hidráulicas) el agua de las filas pares a las filas impares siguientes: El agua de la fila 2 se pasa por gravedad a la fila 3 El agua de la fila 4 se pasa por gravedad a la fila 5

. . . El agua de la fila 18 se pasa por gravedad a la fila 19

El agua de la fila 20 (si trabajamos en ciclo ce-rrado) es necesario bombearla a la fila 1 para restablecer la condición inicial de trabajo de la estación solar. Si observamos lo que ha ocu-rrido veremos que: Una central solar de 10.000 hidroseguidores puede trabajar cada día (a par-tir del segundo día), consumiendo la energía de potencia correspondiente al bombeo de agua a los 500 hidroseguidores de la primera fila (fila 1) ubicados en la posición más alta, desde los hidroseguidores de la última fila (fila 20) en po-sición más baja. Este modo de operación repre-senta un consumo mínimo de energía para el trabajo diario de la central solar y es un resul-tado verdaderamente importante.

En términos generales, una central solar de m filas y n columnas de hidroseguidores en la pendiente Norte Sur de una loma puede ser manejada a partir del segundo día de trabajo reponiendo o bombeando agua solo a los m hidroseguidores de la primera fila desde los m hidroseguidores de la última fila.

En realidad, una central solar con hidrosegui-dores en la falda N-S de una loma, sin alterar la naturaleza del agua, cada día, por gravedad, la modula y la obliga en su descenso-ascenso a accionar y a focalizar fotocaptadores y con ello a generar fotoenergía en armonía con el medio ambiente.

7.6.3 / Importancia de los hidroseguidores

1. Integran a las instalaciones de suminis-tro de agua, a los recipientes almacena-dores, y al consumo de agua, con el uso efectivo de la energía de la gravedad, du-rante de la carga y descarga libre de agua para la generación de fotoenergía térmica y/o eléctrica.

2. Integran a la radiación solar del lugar, a la mano de obra in situ y al consumo de energía en cada sitio, con la reducción del consumo de energía externa.

3. Pueden emplearse centrales solares con hidroseguidores a ciclo cerrado (recircu-lando el agua del accionamiento), en zonas desérticas, de bajo nivel de precipitación, poco nubosas y alto nivel de radiación.

4. Los hidroseguidores solares coadyuvan a la generación distribuida de la energía eléctrica. La producción de fotoenergía in situ, por la logística que exige, es una fuente de trabajo objetiva, que gesta el de-sarrollo económico y social del lugar.

5. Los hidroseguidores solares pueden tra-bajar a ciclo abierto con el agua de un río

381


o arroyuelo, alterando poco la ecología del lugar.

6. El agua en los hidroseguidores, como agua almacenada no contaminada in situ, en caso de necesidad, puede usarse como agua potable o para regadío.

7. El gran volumen de agua almacenada en un Sistema Solar con Hidroseguidores, dada su relativa cercanía a posibles in-cendios forestales, debe preverse y utili-zarse como una vía eficiente y rápida de apagar el fuego.

8. Los puntos 6 y 7, por disminuir del efecto de las catástrofes, son recursos poten-ciales ante desastres, que deben plani-ficarse en el Sistema de Protección del Medio Ambiente. Esta salida justifica aún más la aplicación de los Hidroseguidores.

9. Las centrales fotocaptadoras con hidro-seguidores ubicadas en zonas diversas del país, producen energía en el lugar, con independencia de las alteraciones del mercado internacional de energía.

10. La energía eléctrica generada por un sistema solar con hidroseguidores pue-de almacenarse como hidrógeno electro-lítico y así comercializarlo. Esta es una vía objetiva de potenciar zonas aisladas de interés económico.

11. Las centrales fotocaptadoras con hidro-

seguidores son una forma concreta de luchar contra la contaminación del me-dio ambiente sin disminuir la calidad de vida de la población.

12. Las centrales fotocaptadoras con hidro-

seguidores coadyuvan de forma objetiva a reducir la diferencia entre la ciudad y el campo, dándole más estabilidad a cada población.

13. Los sistemas solares accionados con hi-droseguidores son aplicables en la Zona Ecuatorial, debido al alto nivel de radia-ción solar, abundante agua y necesidad de energía eléctrica. Estos sistemas pue-den ser diseñados, construidos y explota-dos por los especialistas de cada país.

14. En las regiones de poca disponibilidad de agua dulce, puede usarse agua de mar como el agua de accionamiento de los hi-droseguidores.

7.7 / Conclusiones

La energía solar es una de las fuentes de ener-gía renovable no convencionales en la que más se ha trabajado en el país, en términos de área de cobertura y cantidad de proyectos. Sin embargo, es notorio que los proyectos re-lacionados con esta fuente de energía son nor-malmente a pequeña escala y aislados. Ven-tajosamente, como se ha observado en este capítulo, esta fuente energética ofrece enorme potencial, particularmente en aplicaciones fotovoltaicas, y las perspectivas de un mayor empleo son estimulantes, en parte debido a que a futuro se espera menores costos de pro-ducción y por efectos de escala. El potencial energético solar en nuestro país es enorme y merece un mayor apoyo por parte del Estado, tanto en investigación como en desarrollo, ya sea por inversión directa o creando estímulos para que otras fuentes de financiamiento pue-dan incursionar en este campo. Dicho estímulo podría repercutir también a escala doméstica, donde, a pesar de los altos costos iniciales de instalación, sistemas solares para, por ejemplo, calentamiento de agua, puedan tener un im-pacto enorme no solo en el hogar, sino también en la economía nacional.

382



1. Alonso García María del Carmen, CARACTERÍSTI-CAS DE LA RADIACIÓN SOLAR, División So-lar-PVLabIER, FUNDAMENTOS DIMENSIONA-DO Y APLICACIONES DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA; CIEMAT 1995

2. Balseca Granja, 2014. Correo electrónico, 05 No-viembre 2014.

3. CATEDU, Energía Solar. http://e-ducativa.ca-tedu.es/44700165/aula/archivos/reposito-rio/1000/1088/html/34_energa_solar_de_me-dia_y_baja_temperatura.html [Consulta: 3 de septiembre del 2014].

4. CENACE – Corporación Centro Nacional de Con-trol de Energía (2013), Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética, Tríptico, noviembreCONELEC, 2014. http://www.cone-lec.gob.ec/documentos.php?cd=4237&l=1

5. Cisneros F. y otros. Agua y Energía: Actualidad y Futuro. Serie de Temas Estratégicos. SENA-CYT. Volumen 1 Número 1 Agosto 2008

6. Egido Aguilera, 2012. ENERGÍA SOLAR FOTOVOL-TAICA: PERSPECTIVAS TECNOLÓGICAS. Mi-guel Ángel Egido Aguilera, Instituto de Ener-gía Solar – Universidad Politécnica de Madrid. Septiembre de 2012.

7. Energía Solar Térmica, 2006. Energía Solar Térmi-ca. Manuales de Energías Renovables 4. Ins-tituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía. Madrid. Octubre 2006.

8. Energía Solar Térmica, http://es.paperblog.com/energia-solar-termica-1002919/

9. ENERSAC, 2015 http://www.enersac.com/energia-solar-faq-cual-es-la-funcion-de-los-diodos-en-una-instalacion-fotovoltaica.php

10. ERGAL, 2008. http://www.ergal.org/cms.php?c=130011. FEDETA, 2008. Amazonía: Energías renovabes,

Electrificación Rural y Desarrollo Humano Sostenible. Seminario Regional. Quito y Coca, 7 – 11 de Julio de 2008. Documento de Sín-tesis.

12. García R. M. Tubo Vertero para Equipos con Des-carga Libre. Tesis Doctoral. Cuba, 1995

13. Handbook for Solar Photovoltaic (PV) Systems, 2009 http://www.bca.gov.sg/publications/others/handbook_for_solar_pv_systems.pdf.

14. IEA-PVPS, 2014. International Energy Agency – Photovoltaic Power System Programe. 2013 Annual Report. Mayo 2014. www.iea-pvps.org

15. IEA–SHC, 2014. International Energy Agency - Solar Heating & Cooling Programe. 2014 An-nual Report. Mayo 2015. www.iea-shc.org

16. Jutglar. L., 2004. ENERGIA SOLAR. Ediciones CEAC, Barcelona, España

17. Llanos Mora; CARACTERÍSTICAS DE LA RADIA-CIÓN SOLAR; Departamento de Física Aplica-da, Universidad de Málaga, FUNDAMENTOS DIMENSIONADO Y APLICACIONES DE LA ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA; CIEMAT 1995

18. MEER, 2014. http://www.energia.gob.ec/ce-ro-combustibles-fosiles-en-galapagos-2/

19. O’ keto D. Diseño de una Estación Fotovoltaica Accionada con Hidroseguidor en Régimen Autónomo. Trabajo de Diploma. Instituto Su-perior Minero Metalúrgico, Cuba. 2007

20. Ortiz, B., González, S., López, P., Marcelo, O., Coello, J., 2008. ESTUDIO DEL MARCO LEGAL E INS-TITUCIONAL Y REVISIÓN DE EXPERIENCIAS. Colaboradores: Santiago Sánchez (ENERPRO); Ismael Aragón, (Servicios de Ingeniería y Estu-dios Especiales S.A. SIEE); Pol Arranz (Trama Tecnoambiental TTA). DESARROLLO DE OPE-RADORES ELÉCTRICOS PARA REDUCCIÓN DE LA POBREZA EN ECUADOR Y EL PERÚ.

21. Photovoltaic Power Generation, 1998. PHOTO-VOLTAIC POWER GENERATION. Thomas Pe-nik and Bill Louk. Diciembre 1998.

22. Protermosolar, 2015 http://www.protermosolar.com/honorificos/situacion-internacional/

23. Revista Líderes, 2012 http://www.revistalideres.ec/lideres/17-proyectos-instalar-284-megava-tios.html

24. Ruiz Hernández, V., 2010. LA ELECTRICIDAD TER-MOSOLAR. HISTORIA DE ÉXITO DE LA INVES-TIGACION. Protermosolar, Sevilla, España

25. Sidrach Mariano, 1995 SISTEMAS FOTOVOLTAI-COS AUTONOMOS: APLICACIÓN Y DISEÑO; Departamento de Física Aplicada, Universi-dad de Málaga, FUNDAMENTOS DIMENSIO-NADO Y APLICACIONES DE LA ENERGÍA SO-LAR FOTOVOLTAICA; CIEMAT

26. Solar Power Panels http://www.uksolarpower-panels.co.uk/HJ%20Solar%20250/HJ%20solar%20install(96_84_36__)9%208.pdf

27. Urdiales Flores, 2015. PROCEDIMIENTO PARA LA ELECTRIFICACIÓN EN ZONAS AISLADAS: CASO CANTÓN TAISHA, MORONA SANTIAGO. Luis Eduardo Urdiales Flores. Empresa Eléctri-ca Regional Centro Sur C. A. Enero 2015

383


28. Vásquez Calero, Fracisco, 2010. SISTEMAS FOTO-VOLTAICOS DOMÉSTICOS, CENTROSUR.

29. Vásquez Calero, Francisco, 2011. INSTALACIÓN DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS Y PLAN DE SOSTENIBILIDAD, CENTROSUR

30. Veoverde, 2015 https://www.veoverde.com/2014/01/chile-tendra-primera-plan-t a - d e - c o nc e n t r a c i o n - s ol a r - d e - p o t e n -cia-de-america-latina/

31. Wikipedia (2015a) http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_solar

32. Wikipedia (2015b), http://es.wikipedia.org/wiki/Bater%C3%ADa_de_ion_de_litio

33. Zigor, 2013, disponible en: http://www.zigor.com/co/index.php?option=com_content&view=ar-ticle&id=191%3Aparagachi&catid=12%3Aem-presa&Itemid=163&lang=es

384

VIII / Estado de la exploración de la energía geotérmica en Ecuador

a Universidad de las Fuerzas Armadas, ESPE,

Sangolquí, Ecuadorb Facultad de Ciencias

Químicas, Universidad de Cuenca, Cuenca, Ecuadorc Department of Biological

Systems Engineering, Washington State

University, Pullman, WA, USA.


Aguilera Ortiz, E., Peláez Samaniego M.R., 2015.

Estado de la exploración de la energía geotérmica

en Ecuador.En: “Energías renovables





Eduardo Aguilera Ortiz a, Manuel Raúl Peláez Samaniego b, c*

8.1 / Introducción

La energía geotérmica es la energía calórica generada y almacenada en el interior de la tierra. En su sentido más amplio es el calor (therme) de la tierra (geo), cuyo origen se lo atribuye a dos causas combinadas: el calor residual de la acreción planetaria y el calor generado por la des-integración radiactiva de los isótopos que más lo producen en el manto terrestre; 40K, 238U, 235U, y 232Th (Nature Geoscience, 2011).

A partir de esta definición general que prescinde de cualquier conside-ración sobre la temperatura, profundidad y posibilidades de explotación del recurso, la energía geotérmica incluiría todo el calor acumulado en el interior de la tierra. No obstante, si se considera a esta forma de ener-gía en términos prácticos, en función de su uso actual y en el futuro in-mediato, se la tiene que restringir al calor contenido en los primeros 10 km de profundidad de la corteza terrestre. En esta capa epidérmica la temperatura se incrementa en función de la profundidad con una tasa promedio de 30 °C/km, denominada gradiente geotérmico, relacionada con un flujo de calor del orden de 16 kWt/km2. En las áreas geotérmicas se encuentra una razón de incremento varias veces mayor que la del gradiente geotérmico normal.

El calor geotérmico se encuentra irregularmente distribuido, pocas veces concentrado en un sitio y, frecuentemente, es accesible solo a grandes profundidades; por consiguiente, se debe establecer que, bajo las actua-les condiciones tecnológicas y del mercado de energía, se puede consi-

ESTADO DE LA EXPLORACIÓN DE LA ENERGÍA GEOTÉRMICA EN ECUADOREduardo Aguilera, Manuel Raúl PeláezVIII

derar una fuente energética económicamente aprovechable solo a una fracción infinitesimal del calor geotérmico. Es frecuente que el térmi-no energía geotérmica se refiera a aquel calor a profundidades consideradas accesibles (Mock et al., 1997) para su explotación y uso.

En el interior de la corteza terrestre el calor se encuentra almacenado en grandes masas de roca sólida, por lo que es indispensable un fluido de trabajo (agua o vapor) para que, bajo ciertas circunstancias favorables, pueda ser capturado, transferido y concentrado en un re-servorio geotérmico emplazado en profundida-des del orden de 500 a 3.000 m.

La mayoría de los campos geotérmicos en ex-plotación a escala global están ubicados en áreas en las que se manifiesta una actividad volcánica reciente relacionada con bordes continentales activos, zonas de rift y puntos calientes, en las cuales, el ascenso y perma-nencia de los magmas (roca fundida) en los niveles más someros de la corteza origina una anomalía positiva del flujo de calor terrestre.

8.1.1 / Sistemas Geotérmicos

Se denomina sistema geotérmico a una con-centración natural de calor terrestre que se presenta en algunas zonas favorables de la cor-teza y es susceptible de extraerse con la tec-nología actual. El término geotérmico indica su relación con la energía calórica interna de

la tierra y, en general, se lo emplea para desig-nar sistemas en los cuales el calor terrestre se encuentra suficientemente concentrado, como para constituir un recurso energético (Rybach and Muffler, 1981).

El recurso geotérmico es “la energía calórica que podría extraerse razonablemente, dentro de un determinado lapso, con costos competi-tivos respecto a otras formas de energía” (Mu-ffler y Cataldi, 1979). A los sistemas geotérmi-cos se les clasifica con base en su entalpía y el régimen predominante en el proceso de trans-ferencia de calor. Por la entalpía son de tres ti-pos: baja, media y alta entalpía, como se indica en la Tabla 8.1. EL rango de temperaturas para la clasificación no obedece a un criterio único, como se observa en la referida tabla.

Para fines de la generación eléctrica, los más aptos son los sistemas de alta entalpía. No obs-tante, los recientes avances tecnológicos han hecho factible aprovechar fluidos con tempe-raturas desde 95 ºC, mediante ciclos cerrados en las denominadas centrales de “Ciclo Bina-rio” (Ver Sección 8.2.2). El agua a la que se le ha extraído una parte de su calor después de pasar por el ciclo térmico de generación eléctrica, se lo inyecta nuevamente al reservorio, evitando así el consumo adicional de agua.

Según el régimen predominante en la transfe-rencia de calor, los sistemas geotérmicos son de dos tipos: Sistemas Hidrotermales Convec-tivos y Sistemas Conductivos de Rocas Secas Calientes (Hot Dry Rocks).

Tabla 8.1 /Clasificación de los sistemas geotérmicos (IILA, 2010).

TIPO/SISTEMA

Baja Entalpía

Media Entalpía

Alta Entalpía

Mu�er yCataldi, 1979 Hoch�ein, 1990

Benderi�er y Cormy, 1990

Haenel, Rybach y Stegena,1998

< 90 °C

90 – 150 °C

> 150 °C

< 125 °C

125 – 225 °C

> 225 °C

< 100 °C

100 – 200 °C

> 200 °C

< 150 °C

> 150 °C


386

1. Los sistemas hidrotermales convectivos se encuentra en rocas fracturadas, con una ele-vada permeabilidad, emplazados en los nive-les someros de la corteza (500-3.000 m) y, de preferencia, en un ambiente geológico relacio-nado con la presencia de volcanismo de edad reciente. Son de dos clases: a) de vapor domi-nante y b) de líquido dominante, como se indi-ca en la Figura 8.1.

En un sistema hidrotermal de vapor dominante coexisten el agua líquida y el vapor, que cons-tituye la fase continua, controlada por la pre-sión. Desde el punto de vista de la generación eléctrica es el mejor y más eficiente, porque produce vapor seco hasta vapor sobrecalenta-do, a pesar que es el de más rara ocurrencia. Los campos geotérmicos de “Los Geysers”, en California y el de Lardarello (Italia) son ejem-plos típicos de sistemas de vapor seco. En Los Geysers, la temperatura del reservorio oscila entre 240 °C y 350 °C y la presión, entre 2.0 y 36 MPa (Julian, 1996).

Los sistemas de líquido dominante, por otro lado, son los más comunes entre los recursos

hidrotermales (Wairakei, Nueva Zelandia; Ce-rro Prieto, México; Otake, Japón; Ahuachapán, El Salvador). El agua es la fase continua, en la que aparecen burbujas de vapor que, depen-diendo de la temperatura y la presión, alcan-zan un mayor o menor volumen. La mayoría de los campos geotérmicos en explotación tienen reservorios de agua con una alta termalidad, que se mantiene en estado líquido debido a los efectos combinados de la presión y la salini-dad. En estos sistemas la presión en el reservo-rio es más baja, alrededor de 0,5 a 1,0 MPa, y su temperatura en torno a 250 °C.

2. Los sistemas de rocas secas calientes se encuentran en ambientes de alta temperatu-ra, pero con una permeabilidad escasa o nula. Su aprovechamiento se encuentra apenas superando la etapa experimental, desde que arrancó en 1994, en el Laboratorio Nacional Los Alamos, Nuevo México (USA), donde lo-graron extraer vapor con una temperatura de 234 ºC de rocas completamente impermeables y secas, desde una profundidad de 4.000 m, al bombear agua desde la superficie a través de fracturas creadas artificialmente.

Figura 8.1 / Esquema de un sistema geotérmico convectivo. Adaptado de Mock et al. (1997).


387


En junio de 2008, en Soultz-sous-Forets, Fran-cia, comenzó la operación de prueba de una central europea experimental que utiliza el ca-lor almacenado en rocas secas calientes que, mediante el fracturamiento hidráulico, han adquirido permeabilidad artificial que permi-te un ciclo continuo de bombeo de agua fría y la extracción de vapor, a 200 ºC, desde una profundidad de 5.000 m (labex-geothermie.unistra.fr/article200.html).

El actual interés por utilizar la energía geo-térmica se debe a su carácter renovable y a la existencia prácticamente ilimitada del recur-so). Por otro lado, los cambios en el clima no afectan esta fuente de energía (Goldstein et al., 2011), como sí ocurre con otras fuentes de energía renovable, incluyendo la hidráulica. Por lo tanto, su explotación ofrece un enorme potencial, sobre todo en países como Ecuador que disponen de fuentes de energía geotérmica de relativamente fácil acceso, como se descri-be en las Secciones 8.3 y 8.4 de este capítulo.

Dentro de las ventajas de la energía geotérmi-ca es importante mencionar la localización puntual de la fuente, que evita la instalación de grandes reservorios superficiales de agua o de plantas de tamaño muy grande. Este factor es importante porque el espacio requerido para la planta es normalmente pequeño. Por otro lado, es una fuente de energía limpia porque no ge-nera desechos y tampoco emite gases deriva-dos de su uso, como ocurre, por ejemplo, en el caso de plantas que utilizan combustibles fó-siles. Sin embargo este tipo de energía, si bien puede ser competitiva con otras fuentes reno-vables, puede resultar más costosa en térmi-nos de inversión inicial, sobre todo si la fuente térmica se encuentra a grandes profundidades o si el acceso a la zona donde se encuentra la fuente es difícil y/o distante. Adicionalmente, existen riesgos de emisión de gases contami-nantes que, en algunos casos, se trata de gases tóxicos (por ejemplo H2S–sulfuro de hidróge-no). La afectación al paisaje local con la insta-lación de plantas de generación puede ser otra

desventaja de este tipo de energía, aunque no es un aspecto exclusivo de la energía geotér-mica, pues lo mismo ocurre con otras fuentes de energía renovable (eólica, hidráulica, etc.).

Como se observa en las siguientes secciones,el uso de la geotermia se ha extendido a varios países del mundo, incluyendo Latinoamérica. Asímismo, el potencial geotérmico en Ecuador es relativamente alto, lo que lo vuelve atractivo para desarrollar proyectos con esta fuente de energía. El presente capítulo persigue presen-tar una visión rápida sobre el estado actual de la geotermia en el mundo y algunos coneptos básicos relacionados con esta fuente energéti-ca. Posteriormente se aborda la energía geotér-mica en el país y una síntesis de los diversos estudios que se han realizado sobre la explora-ción de este tipo de energía. Al final se discu-ten algunos elementos que han sido frecuente-mente mencionados como factores limitantes para el limitado interés que ha despertado este tipo de energía en Ecuador.

8.1.2 / Estado actual del uso de geotermia a ni-vel mundial

El empleo de la energía geotérmica no es nue-vo. Las aguas termales se han utilizado por siglos en balnearios y para la cocción de ali-mentos. Sin embargo, la explotación industrial y para la generación de electricidad empezó en Italia, a comienzos del Siglo XX (Mock et al., 1997), mediante el uso de vapor extraído de pozos de poca profundidad. Desde entonces, los avances tecnológicos han promovido un importante desarrollo de la geotermia como fuente de energía primaria apta para la gene-ración eléctrica. Después de la denominada “crisis energética” de 1973, debido al incremen-to de los precios del petróleo y las consecuen-tes restricciones que debieron imponerse al uso indiscriminado de este producto se inició un importante auge de la geotermia, que reci-bió una atención preferencial junto con la hi-droelectricidad y la energía nuclear.


En la década de 1970 las actividades de explo-ración y desarrollo de la energía geotérmica se incrementaron notablemente en muchos países del mundo que buscaban una alternati-va viable para sustituir el uso de los combus-tibles derivados del petróleo. Dieciocho países latinoamericanos, entre ellos el Ecuador, se involucraron en proyectos de exploración geo-térmica en las diferentes etapas de desarrollo (OLADE-BID, 1983). A mediados de la década de 1980, la caída de los precios del petróleo y pro-blemas económicos hicieron que la actividad geotérmica se reduzca notablemente, en vista de lo cual continuaron desarrollándose solo los proyectos que habían completado la fase de exploración y tenían comprometido su finan-ciamiento. A pesar de esas dificultades, la geo-termia mantuvo una clara tendencia positiva

de crecimiento, principalmente en los Estados Unidos, Filipinas, Indonesia y México. A partir de 1991 la industria de la generación eléctrica con geotermia en los Estados Unidos se con-virtió en la más grande del mundo, con una ca-pacidad instalada de más de 2.100 MW, ubica-da en el campo de “Los Geysers”, que, además, opera con un factor de planta de hasta el 99 %.

En la actualidad la energía geotérmica se uti-liza como fuente primaria de energía para la generación eléctrica en más de veinte países del mundo, como se detalla en la Tabla 8.2, en la que se muestran datos de la capacidad insta-lada por países y su evolución desde 1985 hasta 2014. El informe anual de Geothermal Energy Association (2015) indica que, en 2014, la capa-cidad eléctrica instalada con geotermia a nivel mundial totalizó 12.745,3 MW. Existen, además, varios países en los que se encuentra en pro-

Tabla 8.2 /Capacidad eléctrica instalada con geotermia (MW) en diferentes países.

PAÍS

202289132

6455191673921595450

3511

20,400314500

4.758,4

1985

2774,6891145700545

283,245215105450701121003

19,24,200

6.176,5

1990

2816,7122730975363228650

52911045607011200

33,45

28,84,20

0,47

7.172,7

1995

22281909590755785437170530105451207023200

33,416

29,24,28,50,47

8. 238,6

2000

2544193179795379043532253515112716377792039331628157

1,5

9.064,1

2005

30871094119795884362857553620416716688828256522924

16,57,33,1

9.901,4

2010

35251915138010059409706605402056002101109541055453025158

2,3

12.745,3

2014

1. E�ados Unidos2. Filipinas3. Indonesia4. México5. Italia6. Nueva Zelandia7. Islandia8. Japón9. El Salvador10. Kenya11. Co�a Rica12. Nicaragua13. Rusia14. Turquía15. Papua (N. Guinea)16. Guatemala17. Portugal (Azores)18. China19. Francia (Guadalupe)20. EtiopíaOtros (*)

TOTAL

(*) Incluye: Alemania, Au�ria, Au�ralia y Tailandia. Fuente: Banco Mundial (2001); Islandbanki (2011); Holm et al. (2010); Geothermal Energy Association (2015).

389


ceso de instalación plantas geotermoeléctricas entre los que se destacan: Argentina, Canadá, Chile, Grecia, Honduras, Hungría, Nevis, Ru-mania y España (Hom et al., 2010; Geothermal Energy Association, 2014), con lo que se espera que la capacidad instalada llegue a 17,6 GW en el año 2020 (Geothermal Energy Association, 2015).

8.2 / Conceptos y definiciones

8.2.1 / Modelo geotérmico conceptual

El modelo conceptual de un campo geotérmico comprende cuatro elementos esenciales que deben coexistir en el mismo lugar y al mismo tiempo: fuente de calor, reservorio (acuífero confinado), capa sello y recarga de agua meteó-rica. A continuación se describen brevemente estos elementos.

a. La Fuente de Calor debe poseer capacidad térmica suficiente para influenciar un importante volumen de rocas de la parte superficial de la corteza terrestre. La ori-gina una masa de roca fundida (magma), emplazada en niveles superficiales de la corteza terrestre, tal como una intrusión en proceso de enfriamiento, o la cámara magmática de un sistema volcánico. Las zonas en las que ocurren ascensos rápi-dos del magma que proviene directamen-te del manto, como aquellas afectadas por un volcanismo basáltico fisural, tienen un interés bastante más limitado, como es el caso de las Islas Galápagos. Las zonas que presentan el mayor interés geotérmico son aquellas que muestran evidencias de magmatismo ácido de origen intracrus-tal o las que presentan grandes volcanes centrales alimentados por cámaras mag-máticas.

La formación de cámaras magmáticas con una capacidad térmica suficiente para elevar la temperatura de un gran

volumen de roca adyacente requiere condiciones favorables tales como: a) la intersección de sistemas de fallas o la presencia de bloques fallados que formen trampas tectónicas apropiadas para que los magmas se estacionen, b) transfieran una parte de su calor, y c) desarrollen el proceso de diferenciación. Indicios favo-rables para la presencia de una fuente de calor de interés son la persistencia de la actividad volcánica y la presencia de pro-ductos volcánicos diferenciados que se forman después que el magma ha perma-necido estacionado un largo tiempo den-tro de la cámara.

b. El Reservorio (o acuífero) está ubicado a profundidades alcanzables con perfora-ciones de costo moderado. El reservorio está constituido por rocas intensamente fracturadas y permeables, puesto que en los terrenos volcánicos es poco probable la existencia de rocas porosas. Para favo-recer una adecuada recarga hídrica que permita una explotación continua y pro-longada de los fluidos endógenos, el re-servorio tiene que estar emplazado en un sistema hidrológico con un adecuado vo-lumen de infiltración de agua meteórica.

c. La Capa Sello (cobertura impermeable) es una cobertura de espesor suficiente para impedir la irradiación del calor y la fuga de los fluidos acumulados en el re-servorio. Se caracteriza por una muy baja permeabilidad, lo que permite cumplir una doble función: aislante térmico y se-llo hidráulico del reservorio. Puede estar constituida por productos piroclásticos o por rocas volcánicas parcialmente per-meables, impermeabilizadas por hidro-termalización (self-sealing). En algunas regiones geotérmicas, en las que la cober-tura está fracturada por fallas, los fluidos del reservorio ascienden directamente a la superficie para originar vertientes ter-males o fumarolas.


390

La presencia de tales manifestaciones termales superficiales constituye un indi-cio de la posible existencia de fluidos geo-térmicos. Sin embargo, existen campos geotérmicos desprovistos de manifesta-ciones superficiales (por ejemplo Monte Amiata, en Italia), así como manantiales calientes sin ninguna relación con un campo geotérmico. En consecuencia, es indispensable conocer el sistema de cir-culación de las aguas del subsuelo y las condiciones estructurales de cada sitio.

d. La recarga es un proceso que permite la infiltración de agua meteórica que ali-menta a los acuíferos profundos, para formar los reservorios geotérmicos. La recarga permite el carácter renovable del recurso geotérmico.

8.2.2 / Utilización de fluidos geotérmicos para la generación de energía eléctrica

Las tecnologías de aprovechamiento de los re-cursos geotérmicos dependen del nivel térmi-co disponible y del tipo de fluido presente en el

reservorio. Estos elementos definen el proceso térmico, la configuración y funcionamiento de las plantas geotérmicas. A partir de estos ele-mentos, las centrales geotermoeléctricas pue-de ser de tres tipos: de vapor seco, de conden-sación y de ciclo binario.

a. Central de Vapor Seco: Este tipo de cen-tral geotérmica, que es el más antiguo, utiliza vapor de agua sobrecalentado y presurizado, el mismo que es conducido directamente desde el pozo productor a una turbina de vapor acoplada a un ge-nerador eléctrico, siempre que el vapor geotérmico no esté mezclado con agua (California Energy Comssion, 2015). Este esquema de generación fue utilizado por primera vez en 1904, en Lardarello, Italia. El campo Los Geysers, al norte de Califor-nia, es un lugar donde aún se emplean es-tos esquemas. La Figura 8.2 muestra una ilustración del principio de trabajo de una central de vapor seco.

b. Central de condensación (flasheo): La central eléctrica de “flasheo” es el tipo más común entre las centrales geotérmi-

Figura 8.2 / Ilustración del principio de trabajo de una central de vapor seco. Adaptado de California Energy Comission (2015) and Islandsbanki (2011).

391


cas. El vapor separado del agua es condu-cido desde los pozos hacia una casa de máquinas en la que se expande para im-pulsar una turbina de vapor. El fluido tur-binado se condensa con la presencia de vacío parcial, para maximizar la potencia del turbogenerador. El líquido condensa-do es nuevamente integrado al circuito del agua de enfriamiento y una parte se evapora y dispersa en la atmósfera a par-tir de una torre de enfriamiento, aunque la mayor parte se la devuelve al reservo-rio (Figura 8.3). En un campo geotérmico de líquido dominante, los pozos perfora-dos llegan hasta los estratos confinados y saturados con agua caliente, que tienen una presión máxima aproximadamente igual a la de una columna hidrostática de altura similar a la profundidad del pozo. A medida que el agua caliente asciende por el pozo se despresuriza y se convierte parcialmente en vapor. Si la temperatura y la presión del reservorio son suficiente-mente altas, se establecerá un flujo conti-nuo de una mezcla de agua y vapor.

El tamaño de las centrales geo-termoeléc-tricas de flasheo varía comúnmente en-

tre 5 y 100 MW de potencia. Existen en el mercado pequeñas centrales geotérmi-cas (< 10 MW) que funcionan alimentadas con el vapor de un solo pozo y, por lo tan-to, se las instala en la propia plataforma de perforación, para evitar el costo de los vaporductos, a las que se las denomina “unidades a boca de pozo”. Es frecuente que estas unidades no dispongan de un condensador, en cuyo caso se las deno-mina “unidades de contrapresión” (bac-kpressure units), que son relativamente baratas y fáciles de instalar, lo que las hace muy atractivas durante la etapa de construcción de la central, cuando ya se dispone de pozos productores a los que conviene mantenerlos abiertos, para pro-bar la evolución del reservorio.

c. Centrales de ciclo binario: Para aprove-char los recursos con temperaturas infe-riores a 200 ºC, pero superiores a 95 ºC, es frecuente la utilización de centrales de ciclo binario. El fluido geotérmico (agua caliente) extraído del reservorio se lo conduce a un intercambiador de calor, en el que se calienta un fluido de traba-jo secundario de bajo punto de ebullición

Figura 8.3 / Esquema del principio de funcionamiento de una central de condensación. Adaptado de California Energy Comission (2015) and Islandsbanki (2011).


392

(generalmente un fluido orgánico, como el isopentano), que se vaporiza y condu-ce para que impulse la turbina. El fluido orgánico es posteriormente condensado, en forma similar a la de una central de flasheo, para que circule hacia el inter-cambiador de calor formando un circuito cerrado, mientras el fluido geotérmico se lo reinyecta al reservorio. La Figura 8.4 muestra un esquema de este tipo de cen-tral.

8.2.3 / Costos de instalación de centrales geo-termoeléctricas

Los costos de instalación, de las centrales geo-termoeléctricas varían en función de su tamaño y tipología, del número de pozos a per-forar, así como de la logística y del sitio en el que se esté desarrollando el proyecto. En Es-tados Unidos, donde existe una oferta local de equipamiento electro-mecánico y una in-dustria de perforación competitiva y madura, los costos de una central geotérmica pueden oscilar entre 3,7 y 4,5 millones de dólares por MW instalado. En otros países, en los que exis-ten complejidades logísticas, como proyectos

ubicados en zonas de difícil acceso, o donde la geotermia todavía no es una industria madura y existe una oferta limitada o nula de servicios de perforación y otros relacionados, los costos tenderán a ser sensiblemente más altos (Bru-ni, 2014). Sin embargo, los costos de generación eléctrica con geotermia son bastante com-petitivos respecto a otras fuentes renovables. Los costos nivelados de generación eléctrica con geotermia, expresados en USD/MWh (dó-lares año base 2011), para centrales que entra-rán en servicio en 2018 y para centrales que entrarán en operación en 2020 (dólares año base 2013) varían en los rangos 81,4-100,3 USD/MWh y 43,8-52,1 USD/MWh, respectivamente (U.S. Energy Information Administration, 2013 and 2015). La mayoría de las centrales geo-ter-moeléctricas instaladas en el mundo trabajan como centrales de base; esto es, 24 horas al día durante 365 días al año, con factores de planta típicamente comprendidos entre el 85 y 95 %.

La Tabla 8.3 presenta un resumen de los cos-tos nivelados de generación en las centrales geo-termoeléctricas en función de su tamaño y la calidad del recurso, actualizados al año 2001 (Banco Mundial, 2001). Las centrales geo-ter-moeléctricas de flasheo son las que dominan el

Figura 8.4 / Esquema del principio de funcionamiento de una central de ciclo binario. Adaptado de California Energy Co-mission (2015) and Islandsbanki (2011).

393


mercado, a pesar que la actual tecnología ofre-ce múltiples alternativas para el aprovecha-miento de los recursos geotérmicos con costos competitivos, si es que la iniciativa financiera se la enfoca a un mediano o largo plazo.

8.3 / Aspectos históricos de la explora-ción de energía geotérmica en Ecuador

La exploración geotérmica en Ecuador se ha venido llevando a cabo desde hace aproxima-damente 35 años. Se puede decir que, después de la energía hidráulica, es la fuente renovable de energía que por más tiempo se la ha estudia-do, aunque de manera cíclica y descontinuada. Los estudios de reconocimiento geotérmico se iniciaron en 1979, cuando el ex-Instituto Ecuatoriano de Electrificación (INECEL) junto a la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), con el asesoramiento de AQUATER de Italia, BRGM de Francia y el Instituto de Investi-gaciones Eléctricas de México (IIE), desarrolla-ron el “Estudio de Reconocimiento Geotérmico Nacional de la República del Ecuador” con el objetivo de “diversificar la oferta de recursos naturales aptos para la generación eléctrica y reducir el uso de combustibles derivados del petróleo” (INECEL-OLADE, 1979). Los estudios de exploración se enfocaron principalmente en la región Sierra.

Como resultado del mencionado estudio se identificaron las zonas con mayores perspecti-vas de existencia de sistemas geotérmicos eco-nómicamente explotables. El estudio mostró que existen dos grupos de áreas geotérmicas prioritarios (denominados Grupo A y Grupo B) en las que se recomendaba continuar estudios para un posible aprovechamiento geotérmico. El Grupo A, también denominado de “prime-ra prioridad”, comprende las áreas de: Tufiño, Imbabura-Cayambe y Chalupas. El Grupo B, de “segunda prioridad”, comprende: Ilaló, Chimbo-razo y Cuenca. La Figura 8.5 muestra la ubica-ción aproximada de cada sitio geotérmico.

Algunos hitos importantes en la historia de la energía geotérmica en el Ecuador han sido re-sumidos por Beate (2010) y Aguilera (1995, 1998) y se los presenta a continuación. El ex-INECEL siguió las recomendaciones establecidas en el “Estudio de Reconocimiento Geotérmico Nacional de la República del Ecuador”. La pri-mera área seleccionada fue la de Tufiño, en la que se completó el estudio de Prefactibilidad en el ámbito del Proyecto Geotérmico Binacio-nal Chiles-Cerro Negro-Tufiño, en asociación con el ex Instituto Colombiano de Electricidad (ICEL) y la cooperación de la OLADE. Posterio-res estudios de prospección fueron llevados a cabo por el ex-INECEL en Chalupas y Chachim-biro. Asimismo, el también extinto Instituto

Tabla 8.3 / Costos nivelados de la generación geotermoeléctrica (Fuente: Banco Mundial, 2001)

Tamaño de la central

Co�o nivelado de la energía generada (US cents/kWh)

Recurso AltaCalidad (T > 250ºC)

5,0 – 7,0

4,0 - 6.0

2,5 – 5,0

Recurso Media Calidad(T = 90-150 ºC)

5,5 – 8,5

4,5 – 7,0

4,0 – 6,0

Recurso Baja Calidad(T < 150 ºC)

6,0 – 10,5

NormalmenteInconveniente

NormalmenteInconveniente

Pequeña (< 5 MW) Mediana (5–30 MW)

Grande (> 30 MW)


394

Ecuatoriano de Energía (INE), inició estudios de pre-factibilidad en los prospectos Ilaló y Cuen-ca, contando con asistencia técnica del BRGM, para localizar y aprovechar recursos geotérmi-cos de baja temperatura. Sin embargo, estos proyectos quedaron abandonados por proble-mas de financiamiento.

Para el ex-INECEL, el prospecto de Tufiño tuvo la máxima prioridad, por lo que decidió con-tinuar con estudios de pre-factibilidad. Estos incluyeron trabajos detallados de geología, geoquímica (de aguas y gases) y geofísica

Figura 8.5 / Áreas de interés geotérmico identificadas por el Estudio de Reconocimiento Geotérmico Nacional (Las elipses de línea continua se refieren al Grupo A, Primera Prioridad, y las de línea discontinua al Grupo B, o de Segunda Prioridad).

(magnetometría, gravimetría, geoeléctrica y magnetotelúrica), que los llevó a cabo Aquater, con la coordinación técnica de la OLADE. Los resultados permitieron localizar un reservorio geotérmico de alta temperatura bajo el volcán Chiles, lo que fue ciertamente alentador en el desarrollo de los estudios de prospección.

A partir de los resultados de los estudios geo-lógicos y geoquímicos de superficie realizados hasta la fecha, incluido el concerniente a los modelos geotérmicos preliminares sustenta-dos en información geoquímica e isotópica,


395


desarrollado con la asistencia del Organismo Internacional de Energía Atómica-OIEA, en varias áreas geotérmicas del país, se confirmó el interés geotérmico de Tufiño y Chachimbiro (Almeida et al., 1992).

En vista que habían transcurrido varios años de investigaciones y en ninguna de las áreas se había realizado los estudios de factibilidad, indispensables para cuantificar el potencial aprovechable para la generación eléctrica, el ex–INECEL consideró necesario suplir esta necesidad mediante un estudio preliminar sustentado en la información disponible que, como se ha mencionado, no había superado

el nivel de prefactibilidad. El estudio en men-ción se fundamentó en el método volumétri-co y de la cantidad de calor magmático, bien conocido en la bibliografía científica interna-cional (Muffler y Cataldi, 1977). Los resultados se presentan en la Tabla 8.4. Se destaca que la evaluación preliminar del potencial de Tufiño, Chalupas y Chachimbiro totaliza la alentadora cifra de 534 MWe.

A partir de los nuevos estudios realizados por CELEC EP, se ha configurado un Cuadro Re-sumen (Tabla 8.5) sobre el estado actual de la exploración geotérmica en el Ecuador y la eva-luación preliminar del potencial.

Tabla 8.4 / Potencial geotérmico aprovechable de acuerdo con la “Evaluación Preliminar del Potencial Geotérmico del Ecuador” (Almeida E., 1990).

Tabla 8.5 /Resumen del estado actual de la exploración geotérmica en el Ecuador.

Area

TufiñoChachimbiroChalupasChalpatán

Fase de los E�udiosAño 1990

PrefaibilidadReconocimientoReconocimientoPrefaibilidad

Superficie Total(km2)

38,2917,2862,83

-

Potencial Energético

E�imado (MW)

1391132820,0

534

Superficie Aprovechable

(km2)

4,403,2012,90

-

TOTAL

ÁREA/ZONA

1. Tufiño2. Chachimbiro3. Chalupas4. Chalpatán5. Cachiyacu6. Jamanco7. Oyacachi

FASE DE ESTUDIOS, AÑO

2009Prefa�ibilidad

ReconocimientoReconocimientoPrefa�ibilidad

ReconocimientoReconocimientoReconocimiento

POTENCIA ELÉCTRICA(MW) (2009)

139113

2820

379254201

1.368

FASE DE ESTUDIOS (2013)

Prefa�ibilidad*Prefa�ibilidad*ReconocimientoPrefa�ibilidad

Prefa�ibilidad*Prefa�ibilidad*Prefa�ibilidad

POTENCIA ELÉCTRICA (MW) (2013)

17581

2820

39130

590TOTAL


396

En conclusión, se observa que después que han transcurrido 35 años desde cuando INECEL realizó la primera evaluación preliminar de los recursos geotérmicos aptos para la genera-ción eléctrica, en ninguna de la áreas prospec-tivamente interesantes se ha logrado pasar a la Fase de Factibilidad y, por consiguiente, se continúa solamente vislumbrando la existen-cia del recurso, básicamente en las mismas áreas identificadas, en 1979, por el Estudio de Reconocimiento Geotérmico Nacional.

8.4 / La energía geotérmica en Ecuador

8.4.1 / Ambiente geológico

El territorio del Ecuador está ubicado en el margen continental activo originado por la subducción de la Placa Oceánica de Nazca bajo la continental de Sudamérica, en condiciones particulares derivadas de la presencia de la Dorsal Asísmica de Carnegie, una estructura generada por el paso de la placa de Nazca sobre el Punto Caliente de las Galápagos (Hey R.N., 1977). El elemento fisiográfico más destacado es la Cordillera de Los Andes, formada a través de varios pulsos orogénicos desde, por lo me-nos, el Cretácico. La zona geográfica y fisiográ-fica denominada Sierra representa el núcleo de los Andes Ecuatorianos, formados por dos cadenas montañosas paralelas; la Cordillera Occidental al oeste, y la Cordillera Real al este, separadas por un estrecho valle denominado Depresión Interandina.

El arco volcánico ecuatoriano, que se extien-de en dirección norte-sur a lo largo de todo el país, tiene un ancho promedio de 80 km. La actividad volcánica cuaternaria, que ha edi-ficado un elevado número de enormes estra-to-volcanes, desaparece al sur del paralelo 2° S, marcando una clara diferencia entre los Andes Septentrionales y Meridionales. Los productos volcánicos resultantes de la actividad plio-cua-ternaria recubren a un antiguo complejo volcá-nico formado por una potente acumulación de

lavas con intercalaciones tobáceas y algunas ignimbritas. Esta secuencia volcánica tabular, con un espesor de por lo menos 1.000 m, que se encuentra fallada y basculada, es uno de los objetivos de la exploración geotérmica por sus características favorables para ser un eventual reservorio.

Para los fines prácticos atinentes a la explo-ración geotérmica en nuestro país, el área de interés debe restringirse a la región andina septentrional, en la que se encuentra el vulca-nismo cuaternario andesítico, de tipo central y con indicios de diferenciación magmática favorable para la presencia de una fuente de calor. En la misma área son frecuentes las manifestaciones hidrotermales, concentradas en la vecindad de los volcanes. Una compleja situación hidrogeológica sería la causa de que las manifestaciones termales alcancen solo temperaturas medias, en un territorio en el que existe una alta concentración de sistemas vol-cánicos alimentados por sus correspondientes cámaras magmáticas (INECEL-OLADE, 1979).

8.4.2 / Descripción de las áreas geotérmicas con mayor potencial

En esta sección se muestra un resumen de las principales características de las áreas geotérmi-cas de mayor interés en el país, destacándose que existen otras, menos estudiadas, como: Chimbo-razo, Baños de Cuenca y Guapán (Azogues).

8.4.2.1 / Tufiño-Chiles

Esta área geotérmica se encuentra en el flan-co oriental de la Cordillera Occidental de los Andes, cerca de los volcanes Chiles (4.730 m) y Cerro Negro (4.470 m). La línea fronteriza co-lombo-ecuatoriana cruza por las cumbres de los volcanes antes mencionados y divide el área de interés geotérmico en dos mitades, como se muestra en la Figura 8.6. De acuerdo con es-tudios geofísicos de prefactibilidad, la zona de

397


máximo interés geotérmico corresponde a una área de aproximadamente 14 km2 que se extien-de entre los alrededores de la población de Tu-fiño y las manifestaciones termales de “Aguas Hediondas”, con elevaciones comprendidas en-tre 3.120 y 3.580 m (OLADE-AQUATER, 1987). En la referida área existen varias fuentes termales.

La probable presencia de un reservorio geotér-mico con potencial energético aprovechable en el área de Tufiño se sustenta en las siguien-tes evidencias: a) Las manifestaciones terma-les de Tufiño y Aguas Hediondas emergen con temperaturas comprendidas entre 26 y 53 ° C, sensiblemente más altas que la temperatura media anual de la zona (9 °C); b) Las tempera-turas de equilibrio, determinadas con los geo-termómetros químicos, superan los 100 °C y se incrementan cerca del volcán Chiles, donde alcanza 220 °C. El reservorio geotérmico, evi-denciado por una anomalía de resistividad eléctrica, estaría emplazado a profundidades mayores a 1.300 m (OLADE-AQUATER, 1987).

8.4.2.2 / Chachimbiro

Está ubicada en el flanco oriental de la Cordi-llera Occidental de los Andes, a unos 70 km al

N-NW de Quito y unos 17 km al NW de Ibarra. La topografía varía entre irregular y abrupta, dominada por los estrato-volcanes Cotaca-chi (4.944 m) y Yanahurcu de Piñán (4.535 m). Otros accidentes morfológicos de importancia son los domos: Albují (4.054 m), Hugá (4.000 m), Churoloma (3.626 m) y Pucará (3.000 m). El límite de la Zona de Amortiguamiento de la Reserva Ecológica Cotacachi-Cayapas se encuentra a aproximadamente 7 km del área de interés geotérmico. Desde el punto de vista geológico, Chachimbiro pertenece al ámbito de La Cordillera Occidental de Los Andes (CEPAL, 2010).

En el área de interés, ubicada en el límite entre la Cordillera Occidental y la Depresión Interan-dina, se ha reconocido un importante sistema de fallas geológicas, de dirección NNE-SSW, que corta a los productos del complejo volcá-nico cuaternario. La edad del fallamiento se remonta al Terciario Inferior, bajo la presen-cia de un campo de esfuerzos alternadamente compresivos y distensivos, que originaría frac-turamiento y permeabilidad secundaria en las lavas del basamento pre-volcánico, así como en las del volcanismo cuaternario.

Figura 8.6 / Extensión del Área de Interés Geotérmico de Tufiño (AQUATER, OLADE, 1987).


398

Estudios de prefactibilidad del área geotérmi-ca Chachimbiro

En el año 2012, la compañía Consultora Servi-cios y Remediación S.A. (SYR), contratada por CELEC-EP, realizó los Estudios de Prefactibili-dad del Proyecto Chachimbiro. El estudio com-prendió actividades de geología, geoquímica y geofísica, cuyos resultados se los resume a continuación.

El área de Chachimbiro se caracteriza por la presencia de una fuente de calor magmática, que ha evolucionado y estaría centrada bajo el Domo Hugá. El estudio destaca la importancia de la alteración hidrotermal que se observa al-rededor de las fuentes termales de Chachim-biro, lo que sugiere que la temperatura de las manifestaciones termales pudo haber sido sig-nificativamente más alta. La falla Azufral sería la que controla el ascenso de los fluidos terma-les, y que es factible la presencia de una red de fracturas con una elevada permeabilidad (SYR, 2012).

El estudio en mención señala que la geoquími-ca de aguas y gases del área de Cachimbiro es compleja y no permite una interpretación úni-ca, sino que hay tres posibles alternativas: La primera corresponde a un sistema hidrotermal económicamente aprovechable, de temperatu-ra moderada (225 a 235°C), con aguas clorura-das neutras y temperatura profunda de hasta 260 °C. La segunda correspondería a un siste-ma hidrotermal de baja temperatura (110-125 °C), o de “agua inmadura”, cuya temperatura no permitiría un uso energético económica-mente atractivo. La tercera sugiere un sistema magmático-hidrotermal en proceso de enfria-miento, cuyas temperaturas son igualmente muy bajas para un posible aprovechamiento energético (SYR, 2012). Esta conclusión se con-trapone a los resultados de anteriores estudios realizados con el respaldo técnico-científico del Organismo Internacional de Energía Ató-mica (OIEA) en los años 1990 y 2002.

En cuanto a la geofísica, el resultados de los estudios de MT, TDEM, gravimetría, magneto-metría y de microsismicidad son compatibles con la existencia de un reservorio geotérmico, aunque existe la posibilidad de que la capa se-llo (arcillosa) haya sido abruptamente destrui-da por un deslizamiento lo que habría causado una pérdida de permeabilidad del reservorio (SYR, 2012). La integración de los datos sugie-re que cualquier reservorio permeable estaría ubicado a varios cientos de metros por debajo de la base de la capa de arcilla, aunque “el pa-trón general esquematizado difiere de todos los campos geotérmicos en explotación que po-drían ser considerados como casos potencial-mente análogos”.

Al evaluar los factores de riesgo en la explora-ción, se destacan: la temperatura del reservo-rio, la permeabilidad y la química de los fluidos. El estudio concluye que Chachimbiro es un prospecto riesgoso, con una probabilidad esti-mada de éxito en la exploración, de alrededor del 32 %, para el caso un recurso de tempera-tura moderada a alta, señalando que la tempe-ratura y la permeabilidad del reservorio serían los principales (SYR, 2012). No obstante, el es-tudio recomienda continuar con perforaciones exploratorias que incluyan un pozo relativa-mente superficial y barato (alrededor de 4,5 millones de US Dólares) para probar si es que existe viabilidad de un recurso de moderada a alta temperatura. El pozo sería de diámetro reducido (Slim hole) con una profundidad de 1.500 m, para comprobar la existencia, o no, de temperaturas económicas (mayores a 200 °C) y, secundariamente, permeabilidad.

8.4.2.3 / Chalupas

El área geotérmica de Chalupas está ubicada en el ámbito de la Cordillera Real, a unos 60 km al SE de Quito y 35 km al NE de Latacunga. El elemento morfológico más importante es una caldera de colapso, de 13 x 16 km, en cuyo inte-

399


rior se encuentra el volcán Quilindaña. El borde de la caldera está alejado unos 5 km del flanco SE del volcán Cotopaxi y unos 7 km del límite SE del Parque Nacional Cotopaxi. La topografía es irregular y dominada por el estrato-volcán Quilindaña (4.878 m). El fondo de la caldera es relativamente plano, con una elevación prome-dio de 3.600 m (CEPAL, 2010).

La Caldera de Chalupas está morfológicamen-te definida por una serie de lavas periclinales, claramente identificables en los bordes norte, occidental y sur, apoyadas sobre el basamento de la Cordillera Real. La caldera está rellenada por lavas fracturadas y materiales fragmenta-rios resultantes de una erupción paroxismal y el posterior colapso del estrato-volcán Cha-lupas, hace aproximadamente 240 mil años. Los depósitos superficiales son de origen gla-ciar, lacustre y de erosión fluvial. La Figura 8.7 muestra un mapa con la ubicación de esta área geotérmica.

Los productos volcánicos indican una amplia diferenciación que denota la presencia de una

cámara magmática y la correspondiente ano-malía del flujo de calor. Se han reconocido tres principales sistemas de fallas: uno longitudi-nal, paralelo a la dirección predominante de la Cadena Andina (NNE-SSW) y dos transversales (NW-SE y NE-SW), que cortan al anterior. Las fallas NE-SW son, aparentemente, las más re-cientes. Los productos piroclásticos, depósitos morrénicos y sedimentos lacustres que relle-nan el fondo de la caldera, tienen una muy baja o nula permeabilidad primaria y un comporta-miento plástico que impide la permeabilidad secundaria por fracturamiento. Las manifesta-ciones termales son de temperatura media (26 a 37 °C), por estar afectadas por fenómenos de mezcla (CEPAL, 2010).

Modelo Geotérmico Conceptual de Chalupas

El nivel de las investigaciones realizadas has-ta el momento ha permitido esbozar solo un modelo geotérmico de carácter preliminar, en el que se incorporan una serie de hipótesis, y cuya comprobación requierela exploración del

Figura 8.7 / Mapa de ubicación de la Caldera de Chalupas (CEPAL, 2010).


400

subsuelo. La fuente de calor estaría constituida por una cámara magmática de gran volumen, que alimentó al estrato volcán Chalupas, hasta que se produjo el colapso asociado con una vio-lenta actividad explosiva en la que emitió, por lo menos, 100 kilómetros cúbicos de material volcánico de composición riolítica. Después de la fase de colapso caldérico, la actividad volcánica continuó en el interior de la caldera con la edificación del Volcán Quilindaña y los domos Buenavista, Huahui y Plaza de Armas. Las características particulares del sistema de alimentación magmática de este complejo vol-cánico, activo desde hace más de un millón de años, son buenos indicios de la existencia de una cámara magmática capaz de originar una importante anomalía del flujo de calor terrestre (Aguilera, 1998).

El reservorio del sistema geotérmico estaría formado por rocas volcánicas antiguas (plio-cénicas) y las lavas del volcán Chalupas que, en conjunto, alcanzarían un espesor de 1.000 a 2.000 m. Ambas unidades geológicas tendrían una elevada permeabilidad secundaria debido a la fracturación originada por la destrucción del cono y posterior colapso caldérico. Se esti-ma que el reservorio está emplazado a una pro-fundidad de alrededor de 1.900 m. A su vez, la capa sello estaría formada por la acumulación de material piroclástico, sedimentos lacustres, lahares y morrenas muy impermeables, aun-que también se considera factible la existencia del fenómeno de auto-sellamiento (self sea-ling) en el techo del reservorio.

8.4.2.4 / Chacana

El área de Chacana está ubicada a 60 km al E de la ciudad de Quito, en el ámbito de la Cordillera Real. Su interés geotérmico se relaciona con la presencia de una caldera riolítica, con una histo-ria geológica de alrededor de 3 millones de años, que es actualmente casi irreconocible en el terre-no. La mayor parte de la superficie que forma el prospecto está dentro de las reservas ecológicas

Antisana y Cayambe-Coca, que constituyen te-rritorios ambientalmente muy sensibles.

El interés geotérmico del área inició en 2009, a raíz del “Estudio de Reconocimiento Avanzado de Prospectos Geotérmicos Tufiño, Chachim-biro, Chalupas y Chacana”, realizado por la en-tonces empresa ELECTROGUAYAS, a través de servicios de consultoría (CELEC-UNEG 2009) que evaluó un potencial de 418 MW, con la po-sibilidad de que llegue a 1.482 MW, asumiendo que la caldera es una gigantesca unidad mag-mática, capaz de generar una idéntica anoma-lía del flujo de calor.

En 2012, la consultora Servicios y Remedia-ción (SYR) realizó el “Estudio de Prefactibili-dad Inicial del Área de Chacana”, que incluyó estudios de geología, geoquímica y geofísica, que se desarrollaron en las zonas de Cachiyacu y Jamanco. Detalles importantes de la consti-tución geológica y de los estudios geológicos, geofísicos y geoquímicos pueden ser consul-tados en SYR (2012). El referido estudio mues-tra que existe un alto grado de incertidumbre sobre el potencial energético aprovechable de este sitio. La evaluación del sitio ha permiti-do estimar que el potencial energético podría llegar a 52 MW (39 MW en Cachiyacu y 13 MW en Jamanco). Se debe subrayar que la mayor parte de esta área de interés geotérmico se halla en el interior de las reservas ecológicas Cayambe-Coca y Antisana, por lo que se po-dría prever algunas dificultades para tramitar la licencia ambiental, en caso que se decidie-ra continuar con la exploración profunda. Así también, según el mismo estudio de consulto-ría, la anomalía térmica de la zona de Jamanco provendría de un cuerpo conductivo profundo, emplazado bajo la Laguna de Papallacta, que constituye el elemento fundamental del siste-ma de Agua Potable de la ciudad de Quito. Esto podría constituir un elemento que dificulte cualquier posible desarrollo.

Los resultados del estudio de SYR (2012) con-trastan con los de CELEC-UNEP (2009), que fue

401


el factor desencadenante del interés de esa área, no incluida en el Estudio de Reconoci-miento Geotérmico Nacional de INECEL-OLA-DE (1979). Según CELEC-UNEG (2009), el poten-cial energético evaluado era 10 veces mayor al estimado por SYR (2012).

8.4.3 / Potencial geotérmico y futuro de la explo-tación de los sistemas geotérmicos en Ecuador

El “Plan para el aprovechamiento de los recur-sos geotérmicos en el Ecuador” (Beate, 2010) presenta una síntesis de las áreas geotérmi-cas identificadas en el país, que se resume en la Tabla 8.6. Como se ha indicado en las sec-ciones previas, los proyectos de mayor interés solamente han llegado a un nivel de estudio de pre-factibilidad, siendo las áreas de Tufiño-Chi-les, Chachimbiro y Chalupas, los de mayor inte-rés. No existe por el momento un plan específico para el desarrollo y explotación de las referidas áreas geotérmicas. A pesar de esto, en el Catálo-go de Inversión para Proyectos Estratégicos del Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos (2012) aparece un listado de los posibles montos de inversión requeridos para la construcción de los proyectos geotérmicos.

Se debe remarcar que en la Tabla 8.6 se destaca la presencia de once áreas (50 % del total) ubi-cadas sobre volcanes activos. Esta condición limita notablemente la posibilidad realista de que en ellas se pueda estructurar algún pro-yecto, en vista que, al riesgo minero, caracte-rístico de las primeras etapas de la exploración geotérmica, se le tendría que añadir un riesgo natural que, a su vez, redundará en un riesgo fi-nanciero. Considerando que los riesgos no pue-den ser realísticamente evitados, hacen que se incremente el costo de capital o que disminuya la tasa de retorno. No obstante, se debe estable-cer con certeza que no todas las áreas con vol-canismo activo son necesariamente favorables para la existencia de un campo geotérmico eco-nómicamente explotable (Stieljes, 1985).

Si es que se toma en cuenta que la geotermia se caracteriza por ser una industria muy espe-cializada, una de las limitaciones que podrían encontrarse para la explotación de la energía geotérmica en el Ecuador es la limitada dispo-nibilidad de talento humano. Los estudios de reconocimiento, pre-factibilidad y factibilidad demandan conocimientos que requieren ser impulsados en el país, especialmente en geo-termia, ciencias de la tierra, geofísica, geoquí-mica, geoquímica isotópica, análisis químicos de aguas y gases, perforaciones, pruebas de producción, planeamiento estratégico, aspec-tos normativos, etc. En el ámbito financiero, no existen hasta ahora, reales manifestacio-nes de interés por invertir en este sector, por lo que no se vislumbra un uso inmediato de esta fuente importante de energía en el país.

A pesar de lo mencionado, se debería buscar op-ciones para una explotación integral de este re-curso energético. Estudios sobre la demanda de calor para uso directo en la industria agropecua-ria, piscicultura, o para turismo termal (en áreas donde actualmente no se lo practica) podrían contribuir para un uso, aunque limitado, de las fuentes geotérmicas en nuestro país. Por ejem-plo, las comunidades asentadas en el entorno de las áreas de Chachimbiro y Tufiño manifiestan un notable interés por los proyectos orientados a los usos directos del calor geotérmico, lo que podría sustentar la necesidad de un estudio es-tratégico para el aprovechamiento integral de los recursos geotérmicos (CEPAL, 2010).

8.4.3.1 / Algunos elementos que han dificulta-do el desarrollo de la geotermia en Ecuador

Un estudio realizado por la CEPAL (2000) identi-ficó los siguientes problemas estructurales que han impedido el desarrollo y aprovechamiento de los recursos geotérmicos del Ecuador:

1. Falta de un marco regulatorio;2. Carencia de fuentes de financiamiento para las inversiones de riesgo;


Tabla 8.6 / Áreas geotérmicas del Ecuador (MEER, 2009).

Pro�

e�o

Fase

Mar

co G

eoló

gico

Prob

able

te

mpe

ratu

ra

rese

rvor

io (°

C)

Pote

ncia

l e�

imad

o (M

We)

Tipo

(T

empe

ratu

ra

alta

o b

aja)

No.

1 Tufiño-Chiles

2 Chachimbiro

3 Chalupas

4 Chacana

5 Chimborazo

6 Baños de Cuenca

7 Alcedo (Galápagos)

8 Guapán

9 Chalpatán

10 Ilaló

11 Salinas de Bolívar

12 San Vicente

13 Portovelo

14 Cuicocha

15 Cayambe

16 Pululahua

17 Guagua Pichincha

18 Tungurahua

19 Imbabura

20 Mojanda

21 Iguán

22 Soche

23 Reventador

Alta

Alta

Alta

Alta

Alta

Alta

Alta

Alta

Baja

Baja

Baja

Baja

Baja

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

Prefa�ibilidad

Prefa�ibilidad

Prefa�ibilidad

Prefa�ibilidad

Reconocimiento

Reconocimiento

Reconocimiento

Reconocimiento

Reconocimiento

Reconocimiento

Reconocimiento

Reconocimiento

Reconocimiento

I.V. (*)

I.V.

I.V.

I.V.

I.V.

I.V.

I.V.

I.V.

I.V.

I.V.

E�rato volcán Andesita-Dacita

Complejo de domos dacíticos

Caldera riolítica de colapso

Caldera riolítica con domos y flujos dacíticos-andesíticos

E�rato volcán Andesita-Dacita

Pórfidos dacíticos en calderaandesítica

Escudo volcán basáltico conerupciones riolíticas

Cuenca sedimentaria del Mioceno medio

Caldera Plio-Q. de colapsoandesítica –riolítica

Cuenca volcanoclá�ica epiclá�ica intramontana

Secuencia volcánica terciaria tardía con pórfidos dacíticos

Cuenca sedimentario del Mioceno

Secuencia volcánica del Mioceno medio y pórfidos andesíticos

dioríticos

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

250

200

n.d

250

160

200

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

138

113

283

418

n.d

n.d

n.d

n.d

n.d

n.d

n.d

n.d

n.d

n.d

n.d

n.d

n.d

n.d

n.d

n.d

n.d

n.d

n.d

403


3. Falta de experiencias exitosas en la ex-ploración del recurso;

4. Continuos cambios en las políticas sec-toriales del ejecutivo;

5. Visión incompleta sobre las posibilida-des de aprovechamiento del recurso;

6. Falta de una fuente de información téc-nica actualizada;

7. Marcada escasez de recursos humanos.

Un estudio elaborado en 2006 por ENEL-Green Power, una de las empresas internacionales con mayor historial en el desarrollo de recur-sos geotérmicos, reconoció como las principa-les barreras para el ingreso de la geotermia en América Latina a las siguientes: altos costos de capital; riesgo minero implícito durante la fase de exploración; riesgos relacionados con el marco regulatorio, el mercado y la situación política; falta de incentivos económicos para los inversionistas; debilidades en el soporte tecnológico y en la disponibilidad de expertos locales. Se destaca que, como habría de espe-rarse, existe una buena coincidencia con los problemas identificados específicamente para el caso ecuatoriano.

Después que han transcurrido 15 años desde cuando fueron identificadas las principales barreras que han dificultado el desarrollo de la geotermia en el Ecuador, los problemas per-manecen prácticamente incólumes, destacán-dose, como los más trascendentes, la falta de un marco regulatorio y de fuentes de financia-miento para las inversiones de riesgo y la esca-sez de talento humano. En efecto, el desarrollo de una industria como la geotermia necesita indefectiblemente, y como pre-requisito, un marco regulatorio moderno, estable y bien de-finido. La experiencia internacional demuestra que esta industria se ha consolidado solo en los países que establecieron, en forma clara y oportuna, “reglas del juego” fijas y claras.

Por ser una industria muy especializada, que requiere de tecnología y un adecuado flujo de capitales que, en las fases iniciales son de ries-

go, se puede inferir la conveniencia de abrir la participación a un experimentado y solvente operador privado, que sea adecuadamente es-timulado mediante políticas gubernamentales tipo FIT (feed-in tariffs) u otros incentivos. La secuencia natural para el desarrollo de los re-cursos geotérmicos debe arrancar con los de más alta calidad, con el mínimo costo y den-tro de un plazo compatible con las metas que determine la planificación nacional y sectorial. La experiencia exitosa del alumbramiento en superficie del vapor geotérmico, a través de un pozo exploratorio profundo, hará que disminu-ya sensiblemente el riesgo minero, a la vez que incrementará la confianza de los inversionis-tas. La prolongación excesiva de la exploración superficial, aún en áreas previamente identifi-cadas como de bajo interés para la existencia de recursos de alta entalpía, o en otras con un nivel de estudios muy incipiente, ha generado solamente una dispersión de esfuerzos y con-sumo de tiempo, que está redundando en una postergación indefinida del desarrollo nacio-nal de este tipo de energía renovable, necesaria para diversificar la matriz energética del Ecua-dor.

La conveniencia de iniciar el desarrollo del primer proyecto geotérmico, en un área se-leccionada a partir de un análisis exhaustivo e independiente de la información disponible, fue un aspecto previamente consensuado, en 2008, por el Ministerio de Electricidad y la CE-PAL y recientemente recomendado, en forma específica, por el Seminario de Expertos de la Iniciativa para el Desarrollo de la Geotermia en la Región Andina IRENA-OLADE, 2013.

8.5 / Consideraciones finales

Como se ha mostrado en este capítulo, la explo-ración geotérmica en Ecuador tiene un largo historial, dividido en dos períodos: 1979 a 1993, a cargo del ex INECEL, y 2010 a 2013, por parte de la CELEC-EP. No obstante, en ninguna de las áreas prospectivamente interesantes se ha lle-


404

gado hasta ahora a realizar un estudio de facti-bilidad mediante el cual, con la perforación de pozos profundos, se descubra el recurso y se determine el potencial aprovechable. Todos los estudios han alcanzado solamente la Fase de Prefactibilidad, en la que es imperativo elaborar un modelo geotérmico conceptual para funda-mentar la ubicación y profundidad de los pozos exploratorios profundos que, normalmente, se la debe completar en un plazo de 1 a 2 años, con una inversión en el orden de 1,0 a 1,5 millones de US Dólares. Solamente en el área de Tufiño, con base en un estudio concluido en 1987, se ha llegado a cumplir tal propósito fundamen-tal. Lo mencionado sugiere que el desarrollo de esta fuente de energía renovable no ha tenido el impulso necesario para que sea incorporada en la matriz energética nacional, por lo que su aprovechamiento continúa siendo nulo.

Se debe subrayar que, a pesar de las ventajas que ofrece la energía geotérmica, su desarro-llo presenta varios desafíos, comenzando por los altos costos de exploración, que pueden alcanzar el 30% del coste total del proyecto. Por consiguiente, es preciso asegurar un buen respaldo financiero proveniente del Estado y/o de algún operador privado, que necesitará una garantía de los derechos de exploración y de-sarrollo. De lo que se conoce, por el momento, los bancos comerciales no financian la fase de exploración geotérmica. A diferencia de otras fuentes de energía renovable, la identificación y evaluación del potencial geotérmico requiere de elevadas inversiones en la etapa de explora-ción, lo que hace necesario acceder a capitales de riesgo. El financiamiento de la geotermia no se lo puede manejar de la misma forma que las otras fuentes renovables o las tecnologías con-vencionales. Esto hace indispensable la necesi-dad de que se diseñen instrumentos financieros que contemplen las características particulares de la geotermia, tanto en el riesgo inicial como en los beneficios derivados de su uso.

La falta de un marco regulatorio para normar las etapas de exploración y desarrollo del re-

curso, la ausencia de fuentes de financiamien-to para las inversiones de riesgo, y la escasez de talento humano continúan destacándose como las principales barrera para el ingreso de la energía geotérmica a la matriz energética del Ecuador. Dentro del actual marco constitu-cional y legal no existe un régimen de conce-siones geotérmicas, entendiéndose como tales a un acto administrativo a través del cual el concesionario adquiere un derecho real para la utilización de un recurso natural.

Las concesiones de exploración facultan al interesado a realizar un conjunto de operacio-nes para determinar la existencia del recur-so, sus características físicas y químicas, su extensión geográfica y las características de su aprovechamiento. La concesión de explo-tación ampara las actividades de perforación, construcción, puesta en marcha y operación de un sistema de extracción de fluidos geotér-micos y la transformación del calor en energía eléctrica.

El aprovechamiento de los recursos geotér-micos del Ecuador depende de la decisión de enfrentar los puntos arriba mencionados. La incursión en algún proyecto, al menos a escala pequeña, podría ser un factor importante para impulsar la energía geotérmica. Sin embargo, para dar este paso se requieren estudios de fac-tibilidad actualizados y bien fundamentados de tal forma que el Estado o alguna empresa de capital privado decida invertir en el proyecto más adecuado.

Un aspecto determinante para el estancamien-to de la geotermia en el Ecuador ha sido la dis-continuidad de los estudios y la poca atención que ha dado el país a esta fuente de energía. Por esta razón, retomar el tema involucra la necesidad de un compromiso del Estado (ya sea para financiación directa o para estimular la participación de capital externo) para que los estudios de pre-factibilidad sean seguidos inmediatamente por estudios de factibilidad. Como se mencionó, la etapa de identificación

405


y exploración de la energía geotérmica es cara, comparada con otras fuentes renovables de energía, aspecto que exige capitales de riesgo más altos, sobre todo para financiar las perfo-raciones profundas, normalmente costosas. En esta línea podrían jugar un papel importante los recursos internacionales de financiamien-to climático como el GEF (Global Environment Facility) y los Fondos de Inversión para el Cli-ma (Climate Investment Funds).

A estos aspectos se debe sumar que las polí-ticas energéticas del Ecuador han sido muy cambiantes, lo que, en mayor o menor grado, ha desincentivado a potenciales inversionis-tas. Como se ha mostrado, el potencial energé-tico en algunos sitios es apreciable (hasta del orden 200 MW). A pesar de ello no ha existido mayor interés. La energía geotérmica es proba-blemente una de las más sensibles a riesgos, por lo que un adecuado marco regulatorio y de estímulos parece necesario.


1. Aguilera E., 1995. Experiencias y Opciones para el Desarrollo Geotérmico en el Ecuador. Memo-rias del Seminario “El Papel de las Fuentes de Energía Nuevas y Renovables en el Desarrollo Sustentable de América Latina y El Caribe: El Caso de la Geotermia”. División de Medio Am-biente y Recursos Naturales CEPAL, Santiago de Chile, 15 p.p.

2. Aguilera E., 1998. The Chalupas and Chachimbi-ro Geothermal Fields in Ecuador. Geothermal Resources Council Transactions, Vol. 22, Sep-tember 20-23, 1998, Davis, CA, USA, 247–251.

3. Almeida E., 1990. Alternativas para el Desarrollo Geotermoeléctrico en la República del Ecua-dor. Informe Interno del Proyecto Geotérmico de INECEL, inédito. 49 p.p.

4. Almeida et al., 1992. Modelo Geotérmico Prelimi-nar de Áreas Volcánicas del Ecuador a partir de Estudios Químicos e Isotópicos de Manifes-taciones Termales. Geothermal Investigations with isotope and geochemical techniques in Latin America. Proceedings of a Final Re-search Co-ordination Meeting. IAEA, pp. 219-235. Vienna, Austria.

5. AQUATER, OLADE, 1987. Proyecto Geotérmico Bi-nacional Tufiño-Chiles-Cerro Negro. Estudio de Prefactibilidad, Informe Final. Documento Inédito.

6. Beate, B., 1991. La Geotermia: Conceptos Generales, Aplicaciones y Estado Actual en el Ecuador. Est. Geogr. Vol 4. Corp. Edit. Nacional, Quito.

7. Beate, B., 2010. Plan para el aprovechamiento de los recursos geotérmicos en el Ecuador. Infor-me técnico preparado para el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, Quito.

8. Bruni, S., 2014. La Energía Geotérmica. BID, Centro de Información Energética.

9. California Energy Comission, 2015. Types of Geo-thermal Power Plants (http://energyalma-nac.ca.gov/renewables/geothermal/types.html).

10. CELEC-UNEG (2009): Estudio de Reconocimiento Avanzado de Prospectos Geotérmicos Tufiño, Chachimbiro, Chalupas y Chacana. Informe Inédito, Quito.

11. CEPAL/Comisión Europea, 1999. Desarrollo de los Recursos Geotérmicos en América Latina y El Caribe. Reporte Final, Fase II, p.p.176, Santiago de Chile. www.eclac.cl.

12. CEPAL, 2010. Geotermia en el Ecuador: Una Hoja de Ruta para su desarrollo sustentable. Prime-ra Conferencia Nacional de Energía Geotérmi-ca del Ecuador, 2010-542. Santiago.

13. Coviello M., 1988. Financiamiento y Regulación de las Fuentes de Energía Nuevas y Renova-bles: El Caso de la Geotermia, CEPAL; Serie Medio Ambiente y Desarrollo Nº 13, Santiago de Chile.

14. ICEL, 1983. Proyecto Geotérmico Chiles-Cerro Negro, Fase I Etapa de Prefactibilidad, inédito, Bogotá, Colombia 124 p.p.

15. INECEL-OLADE, 1979. Estudio de Reconocimien-to Geotérmico Nacional de la República del Ecuador, Quito. Informe Inédito.


406

16. INECEL, 1983. Síntesis de los Estudios de Aprove-chamiento de los Recursos Geotérmicos en el Area de Chalupas, Informe Interno, inédito pp.

17. Geothermal Energy Association, 2015. 2015 An-nual U.S. & Global Geothermal Power Pro-duction Report. Retrieved May 28th, 2015, from: http://geo-energy.org/events/2015%20Annual%20US%20&%20Global%20Geother-mal%20Power%20Production%20Report%20Final.pdf

18. Geothermal Energy Association, 2013. Geother-mal Power: International Market Overview, Washington, DC. Retrieved May 30, 2015, from: http://geo-energy.org/events/2013%20Interna-tional%20Report%20Final.pdf

19. Goldstein, B., G. Hiriart, R. Bertani, C. Bromley, L. Gutierrez-Negrin, E. Huenges, H. Muraoka, A. Ragnarsson, J. Tester, V. Zui, 2011. Geothermal Energy. In IPCC Special Report on Renewa-ble Energy Sources and Climate Change Mi-tigation [O. Edenhofer, R. Pichs-Madruga, Y. Sokona, K. Seyboth, P. Matschoss, S. Kadner, T. Zwickel, P. Eickemeier, G. Hansen, S. Schlomer, C. von Stechow (eds)], Cambridge University Press, Cambridge and New York.

20. Hey R.N., 1977. Tectonic evolution of the Co-cos-Nazca spreading center. Geological Socie-ty of America Bulletin 88: 1404–1420.

21. Holm, A., Blodgett, L., Jennejohn, D., Gawell, K., 2010. Geothermal Energy: International Mar-ket Update, Geothermal Energy Association. Retrieved May 28th, 2015, from: http://www.geo-energy.org/pdf/reports/GEA_Internatio-nal_Market_Report_Final_May_2010.pdf

22. Instituto Italo Latinoamericano (IILA), 2010. Es-tado actual y desarrollo de los recursos geo-térmicos en Centroamérica. Cuadernos IILA, Nueva Serie Técnico-Científica No.5 p.p. 96.

23. Islandbanki, 2011. United States Geothermal Energy Market Report, Geothermal Energy Team.www.islandsbanki.is

24. Julian B.R., Ross, A., Foulger, G.A., Evans, J.R., 1996. Three-dimensional seismic image of a geothermal reservoir: The Geysers, California. Geophysical Research Letters 23(6): 685–688.

25. Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos, 2012. Catálogo de Inversión para Proyectos Es-tratégicos Tercera Edición, Quito.

26. Mock, J.E., J.W. Tester, P.M. Wright, 1997. Geo-thermal energy from the Earth: Its potential

impact as an environmentally sustainable re-source. Annual Review of Energy and the En-vironment, 22, 305–356.

27. Muffler, P., Cataldi, R., 1979. Assessment of Geo-thermal Resources of the United States 1978. U.S. Geological Survey, Circ.720, 163 p.p.

28. Nature Geoscience, 2011. Partial radiogenic heat model for Earth revealed by geoneutrino mea-surements. DOI.10.10308/NGEO.

29. OLADE-AQUATER, 1987. Proyecto Geotérmico Bi-nacional Tufiño-Chiles-Cerro Negro. Estudio de Prefactibilidad, Informe Final. Documento Inédito.

30. OLADE/BID, 1983. Memorias del I Seminario Lati-noamericano de Geotermia. Quito

31. OLADE/BID, 1994. Guía para Estudios de Recono-cimiento y Prefactibilidad Geotérmicos, Qui-to-Ecuador, 1994.

32. OLADE/BID, 1994. Guía para Estudios de Factibili-dad Geotérmica, Quito-Ecuador, 1994.

33. Reed, M.J., Renner, L.J., 1995. Environmental Compatibility of Geothermal Energy, in Alter-native Fuels and the Environment, CRC Press, Boca Ratón, FL.

34. Rybach L. and Muffler L.J.P., 1981. Geothermal Systems Principles and case histories. John Wiley & Sons Ltd.

35. SYR–Servicios y Remediación, 2012. Ayuda Me-moria Modelo Geotérmico Conceptual del Proyecto Geotérmico Chachimbiro, Informe Interno, Quito.

36. SYR–Servicios y Remediación, 2012. Geothermal Project Chacana, Executive Summary. Infor-me Interno, Quito.

37. Stieljes, L., 1985. Statistical and probabilistic approach to volcanic hazard for the location of geothermal wells and plant in Fournaise acti-ve volcanoes (Reunion Island). Proceedings of the International Symposium on Geothermal Energy, International Volume GRC, Davis, CA, USA.

38. U.S. Energy Information Administration, Annual Energy Outlook, 2013 (http://www.worldener-gyoutlook.org/publications/weo-2013/) y 2015 (http://www.eia.gov/forecasts/aeo/

anexoFiguras a color

409

ANEXO - FIGURAS A COLOR

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

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

Figura 1. 4 / Histórico de potencia instalada de ER en el Ecuador (Adaptado del Plan de Expansión, Plan Maestro de Electrificación 2013-2022). Fuente: (CONELEC, 2013).

410


Figura 1. 6 / Porcentaje de participación de las ER en el Ecuador (potencia). Fuente: (Bustamante Molina, 2013; CONELEC, 2013).

Figura 1. 7 / Producción eléctrica utilizando ER. Fuente: (Bustamante Molina, 2013; CONELEC, 2013).

Figura 1. 9 / Porcentaje de participación de las ER en el Ecuador. Fuente: (Bustamante Molina, 2013; CONELEC, 2013).

411


Figura 2. 1 / a) Producción de energía primaria en Ecuador (2013), b) Consumo de energía en Ecuador en el año 2013 por fuente (en porcentajes), c) Variación de la producción de energía primaria por fuente en el período 1995-2012. Elaborado a partir de datos del CONELEC (2012) y del Balance Energético Nacional (Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos, 2014).

Figura 2.7 / Reactor de pirólisis/torrefacción tipo horno de tubo (escala laboratorio) y productos obtenidos durante la torre-facción de pino a diferentes temperaturas durante 30 min (Fotos: M.R.Pelaez-Samaniego).

412


Figura 2.9 / Ejemplo de a) reactor Parr de 2 litros de capacidad para realizar extracción con agua caliente a escala de labo-ratorio, b) mezcla de chips de madera con líquido de extracción inmediatamente después del proceso; y c) comparación de chips y polvo de madera antes (izquierda) y después (derecha) del proceso de extracción con agua caliente (Fotos: M.R.Pelaez-Samaniego).

a) c)

b)

Figura 2.10 / Particleboard producido con pino sin tratamiento (izquierda) y con pino sometido al proceso de extracción con agua caliente (derecha) (Fotos: M.R.Pelaez-Samaniego).

413


Figura 2.11 / Algunos métodos de disposición final de la cáscara de arroz no usada, en la costa ecuatoriana, ya sea dentro o fuera de plantas de pilado (Fotos: M.R.Peláez-Samaniego).

Figura 2.12 / Ejemplos de combustión incontrolada de cáscara de arroz (Fotos: P. Cabrera Zenteno).

414


Figura2.23 / Fotos de astillas de madera de Fernán Sánchez (izquierda) y laurel (derecha) usados para la caracterización de estos materiales (Fotos: M.R.Pelaez-Samaniego).

Figura 2.32 / (Izquierda) Biodigestor tubular modelo CIPAV funcionando por más de cuatro años en Turi (Azuay) instalado como parte de la transferencia tecnológica del Valle de Intag. (Derecha) Biodigestor modelo Botero&Preston funcionando por 3 años en Las Lajas (El Oro).

Figura 2.33 / Biodigestor de laguna cubierta de la empresa PRONACA (~65m x 65m x 7m; Fuente: IICA).

415


Figura 3.9 / Producción de Energía en Escenario Hidrológico Medio. Fuente: (CENACE, 2014)

Figura 3.10 / Consumo de Combustibles, Escenario Hidrológico Medio (CENACE, 2014).

Figura 3.11 / Evolución de Emisiones de CO2. Fuente: (CENACE, 2014).

416


Figura 3.13 Infraestructura en generación para el plan de expansión de generación 2013-2022 (CONELEC, 2013).

Figura 4.12 / Energía anual generada y no generada por concepto de evacuación en la central Molino de la Unidad de Ne-gocio Hidropaute. Elaborado a partir de datos proporcionados por CELEC S.A.

417


Figura 5.1 / Cómo leer una etiqueta de eficiencia energética. Fuente: MEER, www.energia.gob.ec/plan-de-normaliza-cion-y-etiquetado/

Figura 5.3 / Intensidad Energética en América Latina y el Caribe. Fuente: OLADE-PALCEE, 2013.

Figura 5.4 / Distribución Mundial de Energía Primaria, primer semestre 2013. Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2013.

418


Figura 5.5 / Energía Primaria en Ecuador 2013. Fuente: MICSE, 2014.

Figura 5.6 / Estructura de la oferta primaria por fuentes. Fuente: MICSE, 2014.

Figura 5.8 / Consumo Sectorial de energía del Ecuador. Fuente: MICSE, 2014.

419


Figura 5.12 / Potencia de Generación Eléctrica del Ecuador 2012. Fuente: MEER, 2012.

Figura 5.16 / Usos finales de energía. Quito Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.

Figura 5.17 / Usos finales de energía. Guayaquil Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.

420


Figura 5.18 / Usos finales de energía. Cuenca Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.

Figura 5.19 / Usos finales de energía. Manta Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.

Figura 5.20 / Usos finales de energía. Nueva Loja Sector Residencial. Fuente: MEER, 2009.

421


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

Figura 6.15 / Mapa isobárico de Sudamérica. Fuente: NCEP

Figura 6.17 / Vientos globales y celdas atmosféricas. ZCIT = zona de convergencia intertropical. A = zona de alta presión. B = zona de baja presión. Fuente: Prentice Hall Inc.

422


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

Figura 6.37 / Atlas eólico a 80 m con las provincias más relevantes del Ecuador desde este punto de vista. Fuente: MEER.

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

423


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

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

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

424


Figura 8.1 / Esquema de un sistema geotérmico convectivo. Adaptado de Mock et al. (1997).

Figura 8.5 / Áreas de interés geotérmico identificadas por el Estudio de Reconocimiento Geotérmico Nacional (Las elipses de línea continua se refieren al Grupo A, Primera Prioridad, y las de línea discontinua al Grupo B, o de Segun-da Prioridad).

Figura 7.33 / Pareja de Hidroseguidores con espejo cilíndrico parabólico.

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

TENDENCIAS Y PERSPECTIVAS -...

Documents

Transcript of TENDENCIAS Y PERSPECTIVAS -...