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El presente documento fue elaborado el consultor: CUBAENERGÍA Los criterios expresados en el documento son de responsabilidad del autor y no comprometen a las organizaciones auspiciantes, Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y Organización de las Naciones Unidas para Desarrollo Industrial (ONUDI). Se autoriza la utilización de la información contenida en este documento con la condición de que se cite la fuente.

Cuba- Productos I y II IIII

Caso Cuba

Informe Final Producto 1: Línea Base de las Tecnologías Energéticas Producto 2: Estado del Arte

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INDICE

1.! Resumen ejecutivo........................................................................................................ 7!2.! Línea base de las tecnologías energéticas................................................................... 13!

2.1.! Introducción ......................................................................................................... 13!2.2.! Metodología ......................................................................................................... 14!2.3.! Información energética general del país............................................................... 14!

2.3.1.! Población y PIB ............................................................................................ 19!2.3.2.! Oferta Total de Energía Primaria .................................................................. 20!2.3.3.! Uso final de energía ...................................................................................... 22!2.3.4.! Capacidad instalada y generación de electricidad ........................................ 25!2.3.5.! Emisiones de CO2 evitadas por el uso de energías renovables en la generación de electricidad. ......................................................................................... 28!2.3.6.! Uso de electricidad....................................................................................... 30!2.3.7.! Uso energético per cápita.............................................................................. 31!2.3.8.! Intensidad energética y eléctrica................................................................... 33!2.3.9.! Perspectivas de la energía renovable en Cuba. ............................................. 35!

2.4.! Marco legal e institucional de las energías renovables en el país ........................ 36!2.4.1.! Marco legal ................................................................................................... 36!2.4.2.! Marco Institucional ....................................................................................... 40!2.4.3.! Marco legal e institucional para la implementación del Mecanismo de Desarrollo Limpio....................................................................................................... 43!

2.5.! Información sobre las instalaciones más relevantes de energía por tipo de tecnología........................................................................................................................ 47!

2.5.1.! Hidroenergía ................................................................................................. 47!2.5.2.! Eólica ............................................................................................................ 58!2.5.3.! Biomasa cañera ............................................................................................. 63!2.5.4.! Tecnologías no renovables............................................................................ 65!

2.6.! Lecciones aprendidas ........................................................................................... 66!3.! Estado del arte (casos de estudio) ............................................................................... 67!

3.1.! Introducción ......................................................................................................... 67!3.2.! Metodología ......................................................................................................... 68!

3.2.1.! Fuentes de información................................................................................. 68!3.2.2.! Criterios de Selección ................................................................................... 68!

3.3.! Parque Eólico Gibara I, Holguín.......................................................................... 69!3.3.1.! Análisis de actores ........................................................................................ 69!3.3.2.! Disponibilidad/potencial del recurso ............................................................ 70!3.3.3.! Financiamiento.............................................................................................. 70!3.3.4.! Aspectos ambientales.................................................................................... 70!3.3.5.! Replicabilidad ............................................................................................... 72!3.3.6.! Lecciones aprendidas .................................................................................... 73!3.3.7.! Fotos del proyecto Gibara I .......................................................................... 74!

3.4.! Hidroeléctrica “Nueva Mundo”, Moa, Holguín ................................................... 75!3.4.1.! Descripción de la instalación ........................................................................ 75!3.4.2.! Análisis de actores ........................................................................................ 76!3.4.3.! Financiamiento.............................................................................................. 77!

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3.4.4.! Disponibilidad/potencial del recurso ............................................................ 77!3.4.5.! Aspectos ambientales.................................................................................... 77!3.4.6.! Replicabilidad ............................................................................................... 77!3.4.7.! Fotos de Hidroeléctrica de Moa, Holguín..................................................... 78!

3.5.! Entrevista a los encargados del proyecto eólico Gibara I en la provincia de Holguín ........................................................................................................................... 81!3.6.! Lecciones aprendidas ........................................................................................... 84!3.7.! Conclusiones ........................................................................................................ 85!

Referencias.......................................................................................................................... 87!Anexo A .............................................................................................................................. 91! Índice de Tablas Tabla 1. Tarifa eléctrica para el sector Residencial............................................................. 17!Tabla 2. Composición del sector energético. ...................................................................... 18!Tabla 3. Oferta Total de Energía Primaria – OTEP, ktep. ................................................... 21!Tabla 4. Uso final de energía por sectores, % y uso final total, ktep. ................................. 22!Tabla 5. Generación eléctrica por tipo de combustibles, GWh........................................... 28!Tabla 6. Uso de electricidad por sectores, GWh................................................................. 31!Tabla 7. Uso de energía per cápita. ..................................................................................... 32!Tabla 8. Potenciales estimados de las energías renovables en Cuba en el 2010................. 36!Tabla 9. Proyectos MDL en ejecución ................................................................................ 46!Tabla 10. Carpeta de Proyectos MDL................................................................................. 46!Tabla 11. Capacidad instalada por provincias, 2009, MW ................................................. 64!Tabla 12. Descripción de las tecnologías convencionales en el sector. .............................. 66!Tabla 13. Actores ................................................................................................................ 69!Tabla 14. Características técnicas del parque eólico Gibara 1............................................ 70! Índice de Figuras Figura 1. Población y PIB................................................................................................... 19!Figura 2. Oferta total de energía primaria correspondiente al 2009. .................................. 20!Figura 3. OTEP por combustibles....................................................................................... 22!Figura 4. Uso final de energía por sectores......................................................................... 23!Figura 5. Uso final de energía por sectores, 2008............................................................... 24!Figura 6. Uso final de energía por portadores energéticos ................................................. 25!Figura 7. Evolución de la capacidad eléctrica instalada en el período 1970-2009. ............ 26!Figura 8. Capacidad eléctrica instalada en el 2009 por tipo de tecnología......................... 27!Figura 9. Cambios en la estructura de la generación. ......................................................... 28!Figura 10. Emisiones evitadas por el uso de las energías renovables en la generación

eléctrica. ...................................................................................................................... 29!Figura 11. Emisiones de CO2 por GWh de la generación de electricidad en Cuba. ........... 30!Figura 12. Índices de uso energético y PIB per cápita........................................................ 32!Figura 13. Intensidad energética y eléctrica. ..................................................................... 34!Figura 14. Índices de las intensidades energéticas por sectores. ........................................ 34!Figura 15. Intensidad Eléctrica vs PIB per cápita............................................................... 35!Figura 16. Sistema Energético Cubano............................................................................... 42!

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Figura 17. Marco Institucional del MDL en Cuba.............................................................. 45!Figura 18. Distribución por provincias de las hidroeléctricas en funcionamiento en el

año 2008...................................................................................................................... 47!Figura 19. Distribución por provincias de los centrales azucareros en funcionamiento

en el año 2008. ............................................................................................................ 64!Figura 20. Ubicación de las principales centrales termoeléctricas del país....................... 65!Figura 21. Emplazamiento de una hidroeléctrica a pie de presa o de reserva. .................. 76! Índice de Imágenes Imagen 1. Parque Eólico Gibara I. Holguín........................................................................ 58!Imagen 2. Parque Eólico Gibara II. Holguín. ..................................................................... 60!Imagen 3. Parque Eólico Experimental “Los Canarreos”. Isla de la Juventud................... 62!Imagen 4. Aerogeneradores del Proyecto eólico Gibara I ................................................. 74!Imagen 5. Instalaciones complementarias del Proyecto eólico Gibara I ............................ 74!Imagen 6. Proyecto eólico Gibara I .................................................................................... 75!Imagen 7. Pequeña Central Hidroeléctrica “Nueva Mundo”, Moa, Holguín ..................... 75!Imagen 8. Obra de toma de la presa. La misma presenta buen estado técnico y su

hidromecanismo esta certificado, en operación. ......................................................... 78!Imagen 9. Tubería de presión con las pruebas hidráulicas realizadas. .............................. 78!Imagen 10. Subestación eléctrica de 13,2 / 6,3 kV a 2500 KVA, está certificada.............. 79!Imagen 11. Casa de máquinas............................................................................................. 79!Imagen 12. Regulador de velocidad ................................................................................... 80!Imagen 13. Cuarto de compresores..................................................................................... 80!Imagen 14. Canal de salida ................................................................................................. 81!Imagen 15. Comunicaciones. Existe la comunicación por radio con el despacho. ............ 81!


Abreviaturas y acrónimos AEN-TA Agencia de Energía Nuclear y Tecnologías de Avanzadas AND Autoridad Nacional Designada AMA Agencia de Medio Ambiente CAME Consejo de Ayuda Mutua Económica cap Per cápita CECM Comité Ejecutivo del Consejo de Ministros CEE Comité Estatal de Estadísticas CTE Centrales Termoeléctricas CITMA Ministerio de Ciencia Tecnología y Medio Ambiente CNE Comisión Nacional de Energía CO2 Dióxido de Carbono CTE Central Termoeléctrica CUBAENERGIA Centro de Gestión de la Información y Desarrollo de la Energía CUBASOLAR ONG, Sociedad Cubana para la Promoción de las Fuentes

Renovables de Energía y el Respeto Ambiental CUPET Cubapetroleos SA dB Decibeles ECOI Empresa de Construcción de Obras Industriales ENERGAS Empresa Mixta GEYSEL Unidad Empresarial de Base de Grupos Electrógenos y Servicios

Eléctricos g/kWh Gramos por miles de watts hora Gg Giga gramos (109 gramos) GNMDL Grupo Nacional para la implementación del MDL GTMDL Grupo Técnico MDL GWh Giga watts hora Hz Hertzio INEL Empresa de Ingeniería para la Electricidad INRH Instituto Nacional de Recursos Hidráulicos km Kilómetro km2 Kilómetro cuadrado ktep Miles de toneladas equivalentes de petróleo kW Miles de watts kWh Miles de watts hora kWh/Peso 1997 Intensidad eléctrica a precios constantes de 1997 kV Miles de voltios MDL Mecanismo de Desarrollo Limpio MEP Ministerio de Economía y Planificación MES Ministerio de Educación Superior MFP Ministerio de Finanzas y Precios MIC Ministerio de la Informática y las Comunicaciones MICONS Ministerio de la Construcción MINAG Ministerio de la Agricultura MINAZ Ministerio del Azúcar MINBAS Ministerio de la Industria Básica MINCEX Ministerio de Comercio Exterior y la Inversión Extranjera

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MINFAR Ministerio de las Fuerzas Armadas MININT Ministerio del Interior MINREX Ministerio de Relaciones Exteriores MINTUR Ministerio del Turismo MITRANS Ministerio del Transporte mm Milímetros MW Megawatt MWh/km2 Densidad de potencia m3/hab Metro cúbico por habitante m/s Metro por segundo OBE Organización Básica Eléctrica ONE Oficia Nacional de Estadísticas OLADE Organización Latinoamericana de Energía OTEP Oferta Total de Energía Primaria OTMDL Oficina Técnica para la Implementación del MDL PAEC Programa de Ahorro de Electricidad en Cuba PCH Pequeña Central Hidroeléctrica PDFNE Programa de Desarrollo de las Fuentes Nacionales de Energía PIB Producto Interno Bruto SEN Sistema Eléctrico Nacional SIME Ministerio de la Industria Sideromecánica tcm Tonelada de caña molida tep Tonelada equivalente de petróleo Ton/año Tonelada por año Ton/h Tonelada por hora UNE Unión Eléctrica URSS Unión de Repúblicas Socialistas Soviéticas V Voltio ºC Grado Centígrado


1. Resumen Ejecutivo En este informe se analiza la línea base de las tecnologías energéticas a partir del análisis de la evolución energética. Por otra parte se expone el estado del arte de las tecnologías renovables y se detallan 2 casos de estudio exponiéndose los criterios por los que se seleccionaron. La República de Cuba es un archipiélago situado en la cuenca del Mar Caribe, con una extensión superficial de 109 886 km2. Su capital es La Habana y el idioma oficial es el español. Posee una población residente de 11 242628 habitantes (ONE, 2010a). El clima tropical refleja dos períodos bien definidos para todas las regiones del país, uno de lluvia y otro de seca. La evolución del sistema energético del país fue aparejado al desarrollo económico sostenido con equidad social entre 1959 y 1989 por las beneficiosas relaciones mantenidas con los extintos países socialistas. Al término de esas relaciones se produjo la crisis de los años noventa que afectó a toda la economía y la sociedad y fue necesario realizar reformas y ajustes económicos tratando de mantener los servicios básicos a la población (energía, educación, salud, cultura, deportes y seguridad social). Con la recuperación económica iniciada a finales de 1994 se destacan los incrementos en la producción del crudo nacional y el gas acompañante, los resultados de los programas de eficiencia energética, las modernizaciones de las centrales termoeléctricas, la disminución de las pérdidas eléctricas de transmisión y distribución, las inversiones en infraestructuras para transporte de combustibles, los programas de sustitución de combustibles y la disminución de la dependencia de las importaciones de energía. Existe un crecimiento en el sector de transporte y sobre todo en el sector comercial y los servicios, en los que el incremento del turismo ha sido fundamental. En 1993 el Parlamento aprobó el Programa de Desarrollo de las Fuentes Nacionales de Energía (CNE, 1993) con el objetivo de reducir progresivamente las importaciones de combustible, obtener los mayores beneficios de los recursos domésticos y mejorar la eficiencia del consumo energético. En el 2002 se aplicó un proceso de reestructuración del sector azucarero que venía postergándose por sus implicaciones sociales. Se cerraron el 45.5% de las 156 centrales azucareros con que contaba el país, se reorientó la mitad de la superficie dedicada a este cultivo para sustituir importaciones de alimentos y a la siembra de árboles maderables. El 25% de la fuerza de trabajo fue reubicada en otras actividades productivas, recalificada y/o reorientada profesionalmente. En el 2004-2005, la situación energética del país era precaria, pues existían gran cantidad de electrodomésticos ineficientes en los hogares cubanos. El 85% de la población cocinaba con queroseno (con muchas dificultades para garantizar su disponibilidad a todas las familias del país), la tarifa eléctrica residencial no estimulaba al ahorro, existía una insuficiente cultura de ahorro tanto en el sector residencial como en el estatal, la generación de electricidad se realizaba en grandes e ineficientes centrales termoeléctricas con 25 años de explotación como promedio, un factor de

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capacidad (utilización) del 60%, frecuentes averías y altos insumos, frecuentes apagones, daños serios en el sistema eléctrico por los huracanes de gran intensidad que azotaron al país, elevadas pérdidas en las redes de transmisión y distribución eléctricas (Montes, 2011). A finales del 2005 y durante el 2006 se inició un conjunto de programas denominado la “Revolución Energética”, implementándose los siguientes programas:

• Ahorro y uso eficiente de la energía • Incremento de la disponibilidad del servicio eléctrico (implementar la

generación distribuida y la rehabilitación de redes) • Uso de energías renovables • Incremento de la exploración y la producción de petróleo y gas • Colaboración internacional

Como resultado de estos programas la generación eléctrica se realiza de forma distribuida, reduciéndose los insumos propios y los índices de uso específico de combustible, se reducen las pérdidas, aumenta la disponibilidad de las plantas del sistema eléctrico y la fiabilidad del sistema eléctrico al introducirse mejoras tanto en la generación como en la trasmisión y distribución de la electricidad. Se crean microsistemas eléctricos para funcionar en caso de catástrofes naturales. Por otra parte se han instalado más de 6000 motores diesel de emergencia en consumidores claves de la economía y los servicios (700 MW), así como 2182 MW para funcionar en régimen base con fuel oíl y diesel (ONE, 2010b). Como resultado de los distintos programas implementados, en el 2009 con respecto a 1990 se logró incrementar en más de cuatro veces la producción del crudo nacional (aunque en años anteriores se ha llegado a seis veces), y en más de treinta y cuatro veces la de gas acompañante, que se utilizan para llegar a generar el 80% de la electricidad del país, la producción de cemento, níquel y eliminar el uso de la nafta en la producción de gas manufacturado (ONE, 2009a). Cuba no dispone de suficientes recursos energéticos fósiles para garantizar el desarrollo económico y social. Las principales reservas y potenciales son el crudo y el gas acompañante, la hulla, la biomasa cañera, la solar, la eólica y la oceánica.

Entre 1970 y 1990 el Producto Interno Bruto (PIB) a precios constantes del 1997 se incrementó en 2.8 veces, pero durante la crisis económica los niveles de actividad decrecieron entre 1990 y 1993 y el PIB disminuyó en 25%. La recuperación económica se inició en 1994 parando el decrecimiento económico ocurrido. Entre 1995 y el 2009 el crecimiento promedio anual del PIB ha sido de 5.9%. La oferta total de energía primaria (OTEP) – producción nacional de energía primaria más importación de energía –en el país creció de 1970 a 1985 en 57% aparejado al desarrollo económico y social. Durante la década del 90, junto con la crítica situación económica que atravesó el país, la oferta total de energía primaria sufrió importantes

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cambios, decreciendo hasta 1995 en 22% con respecto a 1990 y en 28% respecto a 1985. Posteriormente entre 1996 y el 2007 se mantiene a niveles de 10-12 millones de tep, excepto entre 1999 y 2001 que sobrepasó ligeramente los 12 millones de tep. La estructura del uso final de energía está dominada por el sector manufacturero que representa en todo el período (1970-2008) más del 50% del consumo, aunque ha decrecido su participación y su peso, especialmente después de la crisis de los años 90 para ser el 52% menor en el 2008 con respecto a 1970. Sin embargo, con el crecimiento de la industria energéticamente intensiva que tuvo la economía cubana a finales de la década del 70 y durante la de los 80, el uso final de energía en el sector manufacturero creció en 1990 en 18% respecto a 1970. El sector residencial ha incrementado su participación y su peso en el uso final de energía, llegando en el 2008 a constituir el 13.1% del uso final de energía, seguido por el sector servicios con 8.4% y el de transporte con 7.6%. Los sectores construcción y agricultura tuvieron una participación del 5.4% en su conjunto en el mismo año. En el caso de combustibles, el peso importante lo tienen los combustibles fósiles, llegando a proporcionar en el 2008, 71% de la energía final. Su peso creció hasta 1990, así como el de las renovables (especialmente por la biomasa cañera), pero su valor en el 2008 es ligeramente menor al de 1970. Las fuentes renovables, si bien en 1970 tenían mayor peso que los fósiles, decrecieron su participación en 5 veces, para suministrar en el 2008, 13.8% de la energía final. Otro importante cambio estructural en la matriz energética ha sido la penetración de la electricidad, que llegó a constituir en el 2008, 15% de la energía final. Esto se debe fundamentalmente a la electrificación de la cocción de alimentos introducida con la Revolución Energética del 2005-2006. La capacidad eléctrica total instalada en el 2009 fue de 5522.6 MW. Del total de la capacidad instalada, 88.9% corresponde a tecnologías con combustibles fósiles y 11.1% a las energía renovables (cogeneración en las centrales azucareras a partir del bagazo, las hidroeléctricas y los parques eólicos). Dentro de la capacidad usando combustibles renovables, el de mayor protagonismo lo tiene la industria azucarera con 412 MW. El país cuenta con 61 centrales en funcionamiento en el 2009, las cuales co-generan electricidad y vapor para el proceso. La capacidad hidroeléctrica es de 58 MW, de los cuales 43 MW corresponden a una central hidroeléctrica y 15 MW están instalados en 179 pequeñas, mini y microhidroeléctricas. Existen 3 parques eólicos que totalizan 7.7 MW. Además, hay instalados 15 pequeños aerogeneradores y 6068 paneles fotovoltaicos en el sector estatal. La generación eléctrica total en el 2009 fue de 17709.1 GWh. 3.8% correspondió a centrales que utilizan fuentes renovables (519 GWh en centrales azucareros, 150.8 GWh en hidroeléctricas y 3.6 GWh en los parques eólicos) y 96.2 % a centrales con combustibles fósiles. Las emisiones del sector energía en el 2004 alcanzaron los 23.05 millones de toneladas de CO2 y las de la generación de electricidad alcanzaron 48% de sector energía. En el año 1990 las emisiones de CO2 evitadas por el uso de las fuentes renovables en la

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generación de electricidad representaron 11% de las emisiones totales provenientes de la generación de electricidad llegando a 14% en el año 1992. Posteriormente se mantiene en un rango de 7-8% hasta el 2003, año a partir del cual continúa disminuyendo hasta alcanzar 4% en el 2008. En el período 1990-2008, las energías renovables evitaron 14.3 millones de toneladas de CO2 (López C. et al, 2005; Pérez, D. y López, I., 2010). Aunque las emisiones de CO2 han incrementado por el aumento de la generación de electricidad (aún con el decrecimiento que ha tenido la participación de la biomasa cañera), las emisiones por GWh han disminuido debido al incremento de la eficiencia con la introducción de nuevas tecnologías (turbinas de gas, ciclo combinado y motores diesel). Las estimaciones más recientes de los potenciales de las energías renovables en Cuba muestran que el recurso energético con el mayor potencial lo tiene la energía solar fotovoltaica, la energía oceánica de las corrientes, y el viento. En total las fuentes renovables tienen un potencial de algo más de 8000 MW. El país no cuenta con una legislación directamente relacionada con la promoción de las fuentes renovables de energía, pero en varias leyes, decretos, y resoluciones ministeriales hay aspectos que de una forma u otra permiten el uso de las fuentes nacionales y el aprovechamiento de sus capacidades. Entre ellas se encuentra la constitución de la República, la ley de inversión extranjera, la de medio ambiente, ley forestal, aguas terrestres, áreas protegidas, etc. El sector energético cubano está actualmente integrado por varios ministerios que trabajan coordinados, con responsabilidad en la ejecución de los aspectos contenidos en el programa llamado “Revolución Energética”. Por otra parte existe el marco legal e institucional para la implementación del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) en el país, existiendo actualmente 4 proyectos MDL, 2 en fase de expedición de Certificados de Emisiones Reducidas, uno en fase de validación y otro en fase de revisión. Respecto a las instalaciones más relevantes de energías renovables se detallan: la única hidroeléctrica existente en el país y 8 pequeñas hidroeléctricas con capacidad mayor de 1 MW, así como los 3 parques eólicos también mayores de 1 MW. Por otro lado se muestra la ubicación y la capacidad instalada de cogeneración en las centrales azucareras. También se describen las instalaciones que utilizan fuentes no renovables, entre las que se encuentran 9 Centrales Termoeléctricas, turbinas de vapor y ciclo combinado, así como los motores diesel que conforman la generación distribuida junto con las fuentes renovables en el país. La segunda parte de este informe se refiere al estado del arte de las energías renovables en el país. Estas enseñanzas permiten establecer criterios para seleccionar 2 instalaciones de energía renovable las cuales más claramente han contribuido al

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desarrollo sustentable local y por lo tanto han tenido una gran aceptación social. Se trata de 2 proyectos, el Parque Eólico Gibara 1 y una Pequeña Central Hidroeléctrica, que emplean un recurso renovable para producir electricidad y que contribuyen directamente al desarrollo local. Además, cuentan con propuestas de un programa de desarrollo y sus proyectos pueden ser replicados dentro y fuera de Cuba. El Parque Eólico Gibara 1 realizado en el Municipio de Gibara en la provincia de Holguín, perteneciente a la zona oriental de Cuba, es el segundo desarrollo en el país de una granja eólica interconectada a una red eléctrica de transmisión. Este aprovecha un recurso local abundante y los beneficios económicos generados por la implementación del parque eólico aporta cerca de 25% de la demanda anual del Municipio Gibara y casi la totalidad de la demanda de la ciudad de Gibara, su cabecera. El otro caso seleccionado es la Pequeña Central Hidroeléctrica (PCH) “Nuevo Mundo” en el Municipio Moa perteneciente a la provincia de Holguín y que aprovecha el embalse que se encontraba ya construido, lo que representó la disminución en un porcentaje importante en el costo de la inversión. La PCH, aprovecha un recurso local abundante y en el cual los beneficios económicos generados son por un lado el ahorro en la factura eléctrica del Municipio, y por otro, el aporte de los excedentes de electricidad al Sistema Eléctrico Nacional. Se analiza y describe los dos estudios de casos referidos, se fundamenta la selección y se presentan las lecciones aprendidas. Finalmente, se concluye que la replicabilidad de estos proyectos se puede asegurar si:

• Los proyectos de energía renovables forman parte de los programas o de las políticas del gobierno nacional y local.

• Se eleva la participación de la Ingeniería Nacional en la contratación del

equipamiento tecnológico en apoyo a los especialistas comerciales y legales, para mejorar las especificaciones técnicas, las cláusulas de responsabilidades, certificaciones y garantías.

• Hay capacidad técnica local que pueda contribuir a generar información sobre

la viabilidad del proyecto y que contribuya a soportar el desarrollo del proyecto y su operación.

• Hay capacidad institucional para liderar y resolver los problemas en todas las

etapas del desarrollo de un proyecto de energía renovable en Cuba.

• Se perfecciona la preparación técnica previa de los constructores, montadores tecnológicos, operadores y operarios, para lograr alta calidad en las obras y en la operación y mantenimiento.

• Se cuenta con un adiestramiento específico en las tecnologías a explotar, y de

recalificación periódica a partir de las experiencias propias y de otros en la

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operación de dicha tecnología o de otras similares.

• Se evalúan cuidadosamente las condiciones naturales que pueden afectar al funcionamiento y durabilidad de las instalaciones. Como por ejemplo: la agresividad corrosiva en clima tropical húmedo; riesgos de inundaciones provocadas por tormentas y huracanes; riesgos de afectaciones por tormentas eléctricas; riesgos de inestabilidad geológica causada por las estructuras geológicas de la región y por hallarse en una región de riesgo sísmico moderado.


2. Línea base de las tecnologías energéticas

2.1. Introducción En este informe se describe la línea base de las tecnologías energéticas en la República de Cuba, para lo cual se ofrece una visión panorámica de la situación energética del país, del marco legal e institucional relacionado con la energía y se detallan las principales tecnologías de las energías renovables, así como las que utilizan combustibles fósiles. Por otra parte se expone el estado del arte de las tecnologías renovables y se detallan 2 casos de estudio exponiéndose los criterios por los que se seleccionaron. La República de Cuba es un archipiélago situado en la cuenca del Mar Caribe, con una extensión superficial de 109 886 km2, encontrando como las de mayor extensión la Isla de Cuba y la Isla de la Juventud, con una superficie de 107 467 km2 y 2 419 km2, respectivamente. Además el archipiélago comprende un conjunto de más de 3000 cayos. Su configuración es alargada y estrecha. Su capital es La Habana y el idioma oficial es el español. Posee una población residente de 11 242628 habitantes con una densidad de 102,3 hab/km2 y un índice de urbanización de 75,4 %. Está dividida en 15 provincias, con 168 municipios y un municipio especial (ONE, 2010a). El clima tropical refleja dos períodos bien definidos para todas las regiones del país, uno de lluvia y otro de temporada seca, reportándose en el año 2009 un total medio anual de lluvia de 1069,2 mm. Las temperaturas medias anuales mínimas y máximas oscilan entre 20,5 ºC y 30,2 ºC respectivamente. La humedad relativa promedio anual es 77,2 %. El país presenta una cobertura de agua potable de 92,4 % y una disponibilidad de agua por habitantes de 1215,7 m3/hab. (ONE, 2010a). Cuba tuvo un desarrollo económico sostenido con equidad social entre 1959 y 1989 por las beneficiosas relaciones mantenidas con el extinto Consejo de Ayuda Mutua Económica (CAME). Al término de esas relaciones se produjo la crisis de los años noventa que afectó a toda la sociedad y fue necesario realizar reformas y ajustes económicos tratando de mantener los servicios básicos a la población (energía, educación, salud, cultura, deportes y seguridad social). La producción industrial y agrícola disminuyó de forma brusca y forzada, así como el uso de energía durante esa crisis. La industria azucarera, por diferentes causas, aún en la actualidad no se ha recuperado de la crisis. Con la recuperación económica iniciada a finales de 1994 se destacan los incrementos en la producción del crudo nacional y el gas acompañante, los resultados de los programas de eficiencia energética, la modernización de las centrales termoeléctricas, la disminución de las pérdidas eléctricas de transmisión y distribución, las inversiones en infraestructuras para transporte de combustibles, los programas de sustitución de combustibles y la disminución de la dependencia de las importaciones de energía. Se ha producido un crecimiento en el transporte y sobre todo en el sector comercial y los servicios, en los que el incremento del turismo ha sido la fuerza motriz. Sin embargo, la recuperación de la industria ha sido lenta.

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Cuba no dispone de suficientes recursos energéticos fósiles para garantizar el desarrollo económico y social. En el 2009, 56% de la oferta total de energía primaria (OTEP) fue importada (ONE, 2010a). Las principales reservas y potenciales son el crudo y el gas acompañante, la hulla, la biomasa cañera, la solar, la eólica y oceánica. En la zona económica exclusiva del Golfo de México se espera encontrar importantes cantidades de crudo y gas natural (IAEA, 2008).

2.2. Metodología Las fuentes de información para la determinación de la línea base son:

• Los Anuarios Estadísticos de Cuba publicados primero por el Comité Estatal de Estadísticas (CEE) hasta 1990 y después por la Oficina Nacional de Estadísticas (ONE) hasta el 2009, edición 2010.

• Estadísticas Energéticas en la Revolución, Diciembre 2008, ONE. • Producción y consumo de electricidad, varios años, ONE. • Inventario Nacional de Fuentes de Energías Renovables, varios años, ONE. • Anuario Demográfico de Cuba, 2009, ONE. • Situación Ambiental Cubana, varios años, Agencia de Medio Ambiente (AMA),

CITMA. • Leyes publicadas en la Gaceta Oficial de la República de Cuba • Diferentes sitios Web.

2.3. Información energética general del país Como la mayoría de los estados insulares, Cuba carece de grandes recursos energéticos fósiles, satisfaciendo la mayor parte de sus necesidades con la importación de combustibles fósiles para el transporte, la industria, la transformación y la producción de electricidad. Sin embargo, el país posee importantes recursos renovables. Las fuentes de energía nacionales han transitado por diferentes etapas que coinciden con los hitos del desarrollo histórico-social y energético del país, enmarcadas en dos períodos fundamentales (ONE, 2009b): Período pre-revolucionario (Antes de 1959): Estuvo caracterizado por el monopolio de las empresas extranjeras en la importación y procesamiento de los combustibles utilizados en el país. Las fuentes de energía que tuvieron predominio durante este período fueron el bagazo y la leña, el primero empleado con baja eficiencia en la industria, desaprovechándose gran parte de su potencial energético; y la leña en la industria azucarera, el sector residencial y en la producción de carbón vegetal para las locomotoras de vapor y también para la cocción de alimentos. Período Revolucionario (Después de 1959): Con el triunfo de la Revolución en el año 1959, a pesar del bloqueo económico impuesto por los diferentes gobiernos de Estados Unidos, se producen cambios

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significativos como el aumento de la industrialización del país, incrementándose la producción industrial y el nivel de vida de la población. Todo este vertiginoso proceso de cambios trajo aparejado el crecimiento del uso energético, por lo que fue necesario el incremento de las capacidades de generación y refinación de petróleo. Esta etapa se caracterizó por un empleo extensivo de combustibles fósiles y la continuidad en la dependencia energética a partir de las importaciones así como el empleo de tecnologías provenientes de los países socialistas de Europa del Este y la URSS, predominantemente ineficientes. Se inició un programa de prospección y extracción de petróleo crudo, con niveles modestos de extracción. La biomasa cañera mostró los principales avances con el desarrollo de nuevos generadores de vapor y sistemas de secado de bagazo, así como una gran expansión de la cogeneración. Se mantuvo el uso de la leña, con una política más coherente en su utilización y la reforestación de las áreas afectadas. Adicionalmente se creó una red de embalses en todo el país, aunque se mantuvo el desaprovechamiento del potencial hidroenergético. Se comenzó la producción de colectores solares planos que se instalaron en hospitales, círculos infantiles, hogares de ancianos y otras instituciones sociales. Con la caída del socialismo en Europa y la desaparición de la URSS, en la década de los 90, se produce una brusca reducción de los suministros de petróleo que se recibían de manera estable y a precios preferenciales. Se recrudece el bloqueo económico de Estos Unidos y se produce un intenso déficit de energía que impacta fuertemente en la economía nacional, reduciéndose el Producto Interno Bruto, la generación de electricidad y el transporte, tanto de cargas como de pasajeros. Quedan restringidos los combustibles domésticos empleados en la cocción de alimentos. Esta situación obligó a reordenar las concepciones de la energética nacional y en 1993 el Parlamento aprobó el Programa de Desarrollo de las Fuentes Nacionales de Energía (CNE, 1993) con el objetivo de reducir progresivamente las importaciones de combustible, obtener los mayores beneficios de los recursos domésticos y mejorar la eficiencia del consumo energético. En el mismo se expuso como medidas principales:

• Incrementar el uso del crudo nacional y el gas acompañante en la generación de electricidad como sustituto del fuel oíl importado.

• Lograr una mayor eficiencia en el uso del bagazo y los residuos agrícolas cañeros de tal forma que el sector se autoabastezca de los requerimientos energéticos y aumente la entrega de electricidad al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

• Extender la utilización de la hidroenergía, los desechos (industriales, agrícolas y urbanos), la energía solar, eólica y el biogás.

En el 2002 se aplicó un proceso de reestructuración del sector azucarero que venía postergándose por sus implicaciones sociales. Se cerraron 45.5% de las 156 centrales

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azucareras con que contaba el país (www.cubagob.cu de_ecoazucar.htm), se reorientó la mitad de la superficie dedicada a este cultivo para sustituir importaciones de alimentos y a la siembra de árboles maderables. El 25% de la fuerza de trabajo fue reubicada en otras actividades productivas, recalificada y/o reorientada profesionalmente. Este proceso de reestructuración no ha terminado aún. Actualmente funcionan 61 centrales azucareras (Balboa, 2011). En el 2005-2006 se inició una iniciativa nacional que implicó un cambio radical. Esta se denominó la “Revolución Energética”, e introdujo importantes cambios en la concepción y funcionamiento del sistema energético del país. La situación previa (2004-2005) a este programa puede resumirse en (González, 2008a):

• Gran cantidad de electrodomésticos ineficientes en los hogares cubanos. • 85% de la población cocinaba con queroseno, con muchas dificultades para

garantizar su disponibilidad a todas las familias del país, causando frecuentes accidentes y afectando la calidad del aire en las viviendas.

• Tarifa eléctrica residencial que no estimulaba al ahorro. • Insuficiente cultura de ahorro tanto en el sector residencial como en el estatal. • Generación base con grandes e ineficientes plantas termoeléctricas, con 25 años

de explotación como promedio, un 60% de disponibilidad, frecuentes averías y altos consumos propios.

• Frecuentes apagones, principalmente en el horario de máxima demanda. 224 días con apagones mayores de 100 MW con más de una hora de duración. Los huracanes de gran intensidad que azotaron al país dañaron seriamente el sistema eléctrico.

• Alto porcentaje de pérdidas en las redes de transmisión y distribución eléctricas. Como parte de la Revolución Energética se implementaron los siguientes programas:

• Ahorro y uso eficiente de la energía • Incremento de la disponibilidad del servicio eléctrico (implementar la

generación distribuida y la rehabilitación de redes) • Uso de energías renovables • Incremento de la exploración y la producción de petróleo y gas • Colaboración internacional

Los beneficios de la generación distribuida han sido:

• Reducción de los usos propios de electricidad de las CTE (7-10%), motores diesel (2.5-3%) y los usos específicos de combustible en las CTE (280-320 g/kWh), motores diesel (200-210 g/kWh). Del 2005 al 2008 se ha reducido el uso específico de combustible en 17 g por cada kWh generado como promedio en el SEN.

• La disponibilidad aumenta desde 60% para las CTE, a 90% en los motores diesel.

• La potencia unitaria de los motores diesel es pequeña, cuya capacidad, en caso de avería, no tiene impacto en el SEN.

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• Entrada de capacidad de generación en cortos períodos de tiempo. • Reducción de pérdidas de transmisión (en 1.62% entre el 2005 y el 2008) y

distribución (0.9% entre el 2005 y el 2008). • Reducción de las pérdidas comerciales con el cambio medidores eléctricos

analógicos a electrónicos en el sector residencial, se aplicó una nueva tarifa eléctrica en el sector residencial que estimula el ahorro, la cual se muestra en la Tabla 1. Las tarifas para el sector no residencial dependen del voltaje primario que utilicen los consumidores y se muestran en el Anexo A.

• Eliminadas gran parte de las zonas de bajo voltaje, cambio de calibre de los conductores primarios y secundarios, instalación de interruptores y bancos de capacitares, etc.

• Generación en microsistemas aislados ante catástrofes, aumentando la flexibilidad del sistema eléctrico.

Tabla 1. Tarifa eléctrica para el sector Residencial.

Bloques de consumo mensual, kWh

Tarifa Antes Nov/2010 Pesos por kWh

Nueva tarifa Después Nov/2010

Pesos por kWh 0 a 100 0.09 0.09

101 a 150 0.30 0.30 151 a 200 0.40 0.40 201 a 250 0.60 0.60 251 a 300 0.80 0.80 301 a 350 1.30 1.50 351 a 500 1.30 1.80

501 a 1 000 1.30 2.00 1001 a 5 000 1.30 3.00 Más de 5 000 1.30 5.00

Fuente: www. Granma.cubaweb.cu/2010/10/29…/artic05.html Por otra parte se han instalado más de 6000 motores diesel de emergencia en consumidores claves de la economía nacional (700 MW) tales como: centros de salud, centros de elaboración de alimentos, centros de bombeo y potabilizadoras de agua, centros vinculados con la educación, hoteles e instalaciones vinculadas con el turismo, estaciones de radio y televisión, torres de retransmisión de señales, etc. (González, 2008). Durante el 2008 y 2009 se han modernizado varias CTE para recuperar su potencia y eficiencia de diseño y en un caso, para quemar combustible dual (gas, fuel oil o crudo). Otro aspecto importante durante la Revolución Energética, fue la sustitución de electrodomésticos ineficientes, según se menciona anteriormente. Hasta el 2008 se sustituyeron 2.3 millones de refrigeradores, 9.4 millones de bombillos incandescentes por ahorradores, 1.04 millones de ventiladores, 173 mil televisores, 182 mil aires acondicionados, 267 mil bombas de agua, 3.5 millones de ollas arroceras, 3.2 millones de ollas reinas y otro tanto de cocinas eléctricas de una hornilla, 3 millones de

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calentadores de agua eléctricos, etc. (González, 2008). Por otro lado estos equipos fueron vendidos a la población a precios preferenciales y con la posibilidad de usar préstamos bancarios. Como resultado de los programas implementados anteriormente, en el 2009 con respecto a 1990 se logró incrementar en más de cuatro veces la producción del crudo nacional (aunque en años anteriores se ha llegado a seis veces) y en más de treinta y cuatro veces la de gas acompañante, que se utilizan para llegar a generar el 80% de la electricidad del país, la producción de cemento, níquel y eliminar el uso de la nafta en la producción de gas manufacturado (ONE, 2009a). Esta disponibilidad de combustibles fue lo que permitió incrementar la generación de electricidad a partir de 1994. Importantes inversiones se realizaron en las infraestructuras para el transporte de petróleo y del gas acompañante. Sin embargo, la biomasa cañera proveniente de la industria azucarera ha tenido una constante reducción por la poca disponibilidad de caña, debida fundamentalmente a los bajos precios del azúcar en el mercado mundial, la falta de recursos financieros y fertilizantes que produjeron una importante reducción de la productividad, etc. Principales actores del sector energético cubano. En la Tabla 2 se muestran los principales actores del sector energético, así como las entidades vinculadas al sector y su objeto social. Más detalles se ofrecen en el epígrafe dedicado al marco institucional.

Tabla 2. Composición del sector energético. Ministerios Entidades Objeto social

Unión Cuba petróleo (CUPET) • Empresas Productoras y

Extractoras de Petróleo. • Centros de refinación. • Empresa de Gas

manufacturado. • Empresa Cubana de

lubricantes.

Extracción de petróleo, refinación y comercialización de combustibles.

Unión Eléctrica (UNE) • Centrales termoeléctricas • Unidades básicas

eléctricas: Incluye los Grupos electrógenos

• Empresa de hidroenergía: Incluye las Pequeñas, Mini y Micro hidroeléctricas

Generación, distribución y comercialización de electricidad.

Ministerio de la Industria Básica (MINBAS)

ENERGAS Generación de electricidad y producción de derivados.

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Industria del níquel Producción de níquel y cogeneración eléctrica

Ministerio de la Industria Azucarera (MINAZ)

Centrales azucareros

Producción de azúcar y cogeneración eléctrica

Ministerio de la Agricultura (MINAG)

Empresas forestales Producción de biogás, leña y carbón vegetal

Fuente: ONE, 2009b.

2.3.1. Población y PIB La población cubana se ha duplicado en los últimos cincuenta años. Las tasas anuales de crecimiento (por 1 000 habitantes) fueron cercanas o superiores a 10 hasta 1990. La crisis de los años noventa, unido al incremento del nivel educacional, cultural, mejora de la atención médica, programas de educación sexual, migraciones, etc., hicieron que esta tasa decreciera llegando a ser 0.6 en el 2009. El crecimiento de la población se muestra en la Figura 1 (CEE, 1980, 1986, 1990; ONE, 1998-2008, 2009a, 2009c, 2010a). Entre 1970 y 1990 el Producto Interno Bruto (PIB) a precios constantes del 1997 se incrementó en 2.8 veces, pero durante la crisis económica los niveles de actividad decrecieron entre 1990 y 1993 y el PIB disminuyó en 25%. La recuperación económica se inició en 1994 parando el decrecimiento económico ocurrido. Entre 1995 y el 2009 el crecimiento promedio anual del PIB ha sido de 5.9% (Figura 1) (CEE, 1980, 1986, 1990; ONE, 1998-2008, 2009a, 2009c, 2010a).

Figura 1. Población y PIB. Fuente: CEE, 1980, 1986, 1990; ONE, 1998-2008, 2009a, 2009c, 2010a.

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2.3.2. Oferta Total de Energía Primaria La oferta total de energía primaria – producción nacional de energía primaria más importación de energía – (OTEP)1 se muestra en la Figura 2. En el 2009, se aprecia que 89.8% de la misma corresponde a combustibles fósiles, y que 54.6% de la OTEP fue importada.

Figura 2. Oferta total de energía primaria correspondiente al 2009.

Fuente: Elaboración propia a partir de CEE, 1980, 1986, 1990; ONE, 1998-2008, 2009a, 2010a, OLADE, 2010 (en el caso de las importaciones del 2009. El comportamiento de la OTEP desde 1970 a la actualidad se muestra en la Tabla 3 y Figura 3. La OTEP en el país creció de 1970 a 1985 en 57% aparejado al desarrollo económico y social. Durante la década del 90, junto con la crítica situación económica que atravesó el país, la oferta total de energía primaria sufrió importantes cambios, decreciendo hasta 1995 en 22% con respecto a 1990 y en 28% respecto a 1985. Posteriormente entre 1996 y el 2007 se mantiene a niveles de 10-12 millones de tep, pues el incremento en la producción de petróleo y gas acompañante fue compensado con la reducción de OTEP provocada por medidas de eficiencia energética. En el 2008 la OTEP crece respecto al 2007 en 28% debido al crecimiento en la importación de petróleo destinado para la refinación con la entrada en explotación de la refinería de Cienfuegos (CEE, 1980, 1986, 1990; ONE, 1998-2008, 2009a, 2010a, OLADE, 2010). La causa fundamental en esta drástica reducción de la OTEP durante el colapso económico fue la falta de liquidez financiera. No se podían realizar importaciones de crudo y derivados en el mercado mundial donde no existían precios preferenciales. La reducción de la OTEP fue mucho más pronunciada (50%) que la caída que tuvo el PIB (25%). Aún con el crecimiento de los últimos años la OTEP, con sus altas y bajas en el 2009 es todavía 38% inferior a 1990 (ver Tabla 3) por los efectos de la reducción de 1 Para la determinación de la OTEP se utilizaron las estadísticas nacionales, excepto para el año 2009, que se utilizaron las importaciones reportadas por la OLADE en ausencia de esa información para el año 2009 en las estadísticas nacionales, que normalmente difieren el reporte de las importaciones en un año.

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intensidades energéticas, a pesar de la introducción de equipamiento más eficiente y los programas de manejo de la demanda tanto de conservación de electricidad como de combustibles.

Tabla 3. Oferta Total de Energía Primaria – OTEP, ktep. Prod Nacional 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2009 Gas 1,6 17,3 17,8 6,9 33,7 17,3 506,8 656,1 1 019,8 Petróleo 170,2 242,2 292,8 928,3 717,9 1573,8 2 884,0 3 140,6 2 922,5 Renovables 6176,4 4230,7 5005,6 4727,1 6040,3 2897 3 061,6 1 462,0 1 198,3 Total Nacional 6358 4496,9 5326,6 5668,1 6801,7 4496,1 6 452,3 5 258,7 5 140,6

Importaciones

Carbón 67,7 65,8 75,4 100,4 95,0 67,8 76,2 123,6 13,6 Petróleo 6473,2 8404,2 11245,3 14443,0 10840,2 8646,7 6351,9 5828,8 6632,7 Total import. 6540,9 8470,0 11320,7 14543,4 10935,2 8714,5 6428,0 5952,5 6646,3

Totales Carbón 67,7 65,8 75,4 100,4 61,7 0,9 12,4 15,4 18,3 Gas 1,6 17,3 17,8 6,9 17,3 19,3 37,2 124,2 460 Petróleo 6643,4 8646,4 11538,1 15371,3 8040,3 8530,8 9013,9 8697,0 8598,4 Renovables 6176,4 4230,7 5005,6 4727,1 6040,3 5171,9 4305,5 3605,7 3555,3 Total 12898,9 12966,9 16647,3 20211,5 17764,3 14507,8 11668,5 10707,4 11052,4

Participación, %

Carbón 0,5 0,5 0,5 0,5 0,6 0,5 0,0 0,1 0,1 Gas 0,0 0,1 0,1 0,0 0,2 0,1 0,2 0,3 1,2 Petróleo 51,5 66,7 69,3 76,1 70,4 77,4 69,7 69,0 72,6 Renovables 47,9 32,6 30,1 23,4 34,0 26,3 38,9 24,1 18,5

Fuente: Elaboración de los autores a partir de CEE, 1980, 1986, 1990; ONE, 1998-2008, 2009a, 2010a, OLADE, 2010 (en el caso de las importaciones del 2009). En la Figura 3 se aprecia claramente el efecto de las crisis de los años 90 sobre la OTEP. El incremento de la participación del gas acompañante y del petróleo en los últimos años, ha disminuido la participación de las renovables debido a que la gran caída de la biomasa cañera no se compensa con los pequeños incrementos eólicos, hídricos y fotovoltaicos.

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Figura 3. OTEP por combustibles.

Fuente: Elaboración de los autores a partir de CEE, 1980, 1986, 1990; ONE, 1998-2008, 2009a, 2010a, OLADE. 2010.

2.3.3. Uso final de energía En la Tabla 4 y Figura 4 se muestran el uso2 final de energía por sectores y el peso de cada uno de estos últimos respectivamente, así como el comportamiento del uso final total en el país en todo el periodo. En la Figura 5, se detalla la estructura por sectores en el 2008.

Tabla 4. Uso final de energía por sectores, % y uso final total, ktep. Sector/Año 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 20083 Transporte 6,6 9,1 10,3 11,3 9,0 7,8 8.3 7.9 15.4 Servicios 10,2 14,8 13,6 10,6 11,4 12,5 16.1 10.9 17.1 Residencial 7,2 9,4 9,7 11,1 8,9 10,0 11.1 15.5 12.6 Construcción 2,1 3,1 3,3 3,9 3,8 2,8 2.7 2.3 2.1 Agricultura 2,4 3,8 3,9 4,4 4,2 4,5 3.9 3.4 3.2 Manufactura 71,4 59,8 59,2 58,8 62,8 62,3 58.0 60.1 51.9 Total ktep 10330,9 9961,4 11511,3 11782,6 13892,9 7512,4 7625.3 6601.5 7063.4

Fuente; Elaboración de los autores a partir de CEE, 1980, 1986, 1990; ONE, 1998-2008, 2009a, 2010a. En Cuba el uso final de energía creció aceleradamente con el desarrollo económico y social hasta 1990, en que fue 1.34 veces mayor a 1970. Con las crisis de los 90, el uso final de energía decreció. En el año 1995, el uso final de la energía fue 1.9 veces menor 2 En el informe se utiliza el término “uso” en lugar de “consumo”. 3 No se incluye información del año 2009 por no estar disponible aún en las estadísticas nacionales y la estructura por sectores reportada por la OLADE para Cuba, difiere sustancialmente de la tendencia de años anteriores de la ONE y por ello no se utiliza en este informe.

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respecto a 1990, para mantenerse en niveles de algo más de 7 millones de tep hasta el 2008, excepto en el 2005, que fue menor por la afectaciones producidas por fuertes huracanes que azotaron Cuba ese año (ver Tabla 4). Como se aprecia en la Figura 4, el sector manufacturero representa en todo el período (1970-2008) más de 50% del uso final de energía, aunque ha decrecido su participación y su peso, especialmente después de la crisis de los años 90 para ser 52% menor en el 2008 con respecto a 1970. Sin embargo, con el crecimiento de la industria energéticamente intensiva que tuvo la economía cubana a finales de la década del 70 y durante la de los 80, el uso final de energía en el sector manufacturero creció en 1990 en 18% respecto a 1970 (Figura 4). El sector industrial en Cuba incluye industrias intensivas en energía, como el acero, el níquel, el cemento, etc. Los sectores de transporte y servicios han incrementado su participación en los últimos años, mientras que la participación del sector residencial en el uso final de energía ha tenido importantes fluctuaciones. El sector creció hasta la década de los 80, sin embargo tuvo un descenso en la década de los 90 para volver a crecer aceleradamente hasta el 2005 y disminuir con las medidas de la Revolución Energética (ver Figura 4). En el 2008 el sector manufacturero asumió 51.2% del uso final de energía, seguido de los servicios (sector comercial y todos los servicios públicos y no públicos, excluidos los servicios de transporte) con 17.1% y el transporte con 15.4% mientras que el sector residencial ocupa 12.6% del uso final de energía. Los sectores de construcción y agricultura en su conjunto tuvieron una participación de 5.4% en igual año (Figura 5).

Figura 4. Uso final de energía por sectores. Fuente: Elaboración de los autores a partir de CEE, 1980, 1986, 1990; ONE, 1998-2008,

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2009a, 2010a.

Figura 5. Uso final de energía por sectores, 2008.

Fuente: ONE, 2010a. En el uso final de energía por combustibles, se aprecia el peso importante que tienen los combustibles fósiles, llegando a proporcionar en el 2008, 71% de la energía final. Su peso creció hasta 1990, así como el de las renovables (especialmente por la biomasa cañera), pero su valor en el 2008 es ligeramente menor al de 1970. Los portadores renovables, si bien en 1970 tenían mayor peso que los fósiles, decrecieron su participación en 5 veces, para suministrar en el 2008, 13.8% de la energía final. Otro importante cambio estructural en la matriz energética cubana ha sido la penetración de la electricidad, que llegó a constituir en el 2008, 15% de la energía final. Esto se debe fundamentalmente a la electrificación de la cocción de alimentos introducida con la Revolución Energética del 2005-2006 (ver Figura 6) (CEE, 1980, 1986, 1990; ONE, 1998-2008, 2009a, 2010a). Vale la pena señalar que el petróleo crudo es usado en Cuba como una fuente de energía final en el cemento y otras industrias, así como para generar electricidad.

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Figura 6. Uso final de energía por portadores energéticos

Fuente: Elaboración de los autores a partir de CEE, 1980, 1986, 1990; ONE, 1998-2008, 2009a, 2010a.

En términos absolutos, entre 1970 y 1990, el uso final de energía aumentó un 34%; a continuación descendió durante, y en el 2008 fue 53% inferior al nivel de 1990. En los últimos años se ha producido una reducción sustancial en la biomasa de caña de azúcar, la leña y el uso de carbón vegetal como consecuencia de una mayor disponibilidad de electricidad, el petróleo crudo, gas acompañante y derivados del petróleo, así como por la reestructuración que tuvo el sector azucarero como se señaló anteriormente (CEE, 1980, 1986, 1990; ONE, 1998-2008, 2009a, 2010a).

2.3.4. Capacidad instalada y generación de electricidad La capacidad eléctrica instalada en Cuba ha crecido aceleradamente para cubrir la demanda del desarrollo económico y social. La evolución de la capacidad instalada desde 1975 hasta el 2009 se muestra en la Figura 7. Entre 1970 y 1990 se instalaron como promedio 160 MW anuales, sobre la base de centrales termoeléctricas convencionales usando combustibles fósiles importados y la cogeneración en la industria azucarera (CEE, 1980, 1986, 1990; ONE, 1998-2008, 2009a, 2010a).

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Figura 7. Evolución de la capacidad eléctrica instalada en el período 1970-2009.

Fuente: CEE, 1980, 1986, 1990; ONE, 1998-2008, 2009a, 2010a. En la década del 90, se inicia un cambio en la matriz energética para generar electricidad a partir de una mayor utilización de los combustibles nacionales, tanto fósiles como renovables. Se incrementa la utilización directa del crudo doméstico en las centrales termoeléctricas y se incorporan turbinas de gas y un ciclo combinado usando el gas acompañante de petróleo a finales de los 90. En el año 2002, como se expresó anteriormente, se produce una reestructuración del sector azucarero quedando solo las 61 centrales azucareras más eficientes, disminuyendo la capacidad instalada a 412 MW en el 2009 (ONE, 2010a). A partir del 2005 se desarrolla a gran escala la generación distribuida a partir de la instalación de motores diesel (que unos utilizan fuel y otros diesel), lo que constituyó un cambio en la concepción y operación del sistema eléctrico, aumentando a la vez su fiabilidad. La capacidad eléctrica total instalada en el 2009 fue de 5522.6 MW. En la Figura 8 se muestra la capacidad instalada por tipo de tecnología. 88.9 % corresponde a tecnologías con combustibles fósiles y 11.1 % a las energía renovables (cogeneración en los centrales azucareros a partir del bagazo, las hidroeléctricas y los parques eólicos) (ONE, 2010a). En este dato no se incluyen las plantas aisladas de la Isla de la Juventud, ni cayos adyacentes, así como la de los paneles fotovoltaicos existentes en el país.

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Figura 8. Capacidad eléctrica instalada en el 2009 por tipo de tecnología.

Fuente: ONE, 2010a. Dentro de la capacidad usando combustibles renovables, el de mayor protagonismo lo tiene la industria azucarera con 412 MW. La capacidad hidroeléctrica es de 58 MW, de los cuales 43 MW corresponden a una central hidroeléctrica y 15 MW están instalados en 179 pequeñas, mini y micro-hidroeléctricas. Existen 3 parques eólicos que totalizan 7.7 MW. Además, hay instalados 15 pequeños aerogeneradores y 6068 paneles fotovoltaicos en el sector estatal (ONE, 2010a).

En las centrales a base de combustibles fósiles se incluyen 2273 MW en centrales termoeléctricas que utilizan crudo nacional y fuel oíl, 455 MW en turbinas de gas y ciclo combinado utilizando el gas acompañante del petróleo, 2182 MW en motores diesel (incluye los sistemas aislados, no interconectados al sistema eléctrico y utilizan diesel y fuel oíl) y en la industria del níquel hay instalados 45 MW para co-generar electricidad y vapor para el proceso. La capacidad total instalada en el 2009 es 6.2 veces mayor que en 1970 (ONE, 2010a, 2010b).

En la Tabla 5 se muestra el comportamiento de la generación de electricidad por tipo de combustibles durante el periodo 1970-2009. Como se puede apreciar la mayor contribución corresponde a los combustibles fósiles. Dentro de los combustibles renovables, la biomasa cañera tiene la mayor participación. Con respecto a 1970, la generación en el 2009 fue 3.6 veces mayor (ONE, 2010a,

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2010b), aunque la capacidad, como expuso anteriormente, es 6.2 veces mayor, lo que significa que existe una reserva de capacidad instalada de más del 50% de la demanda pico. Por lo tanto, el país cuenta con un sistema eléctrico muy robusto, pero indiscutiblemente costoso.

Tabla 5. Generación eléctrica por tipo de combustibles, GWh. 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2009

Petróleo y derivados 3917.3 5769.3 8938.3 11013.7 13484.7 11694.9 12781.8 13226.0 14657.1

Gas 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1217.2 1627.8 2380.7 Biomasa 880.5 756.2 954.2 1131.4 1449.1 689.7 944.2 419.5 516.9 Hidro+

Eólica + FV 90.7 62.5 97.1 54.3 90.9 74.4 89.0 67.8 154.4

Total, GWh 4888.5 6588.0 9989.6 12199.4 15024.7 12459.0 15032.2 15341.1 17709.1 Fuente; Elaboración de los autores a partir de CEE, 1980, 1986, 1990; ONE, 1998-2008, 2009a, 2010a. La generación eléctrica total en el 2009 fue de 17709.1 GWh. 3.8% corresponde a centrales que utilizan fuentes renovables (519 GWh en centrales azucareros, 150.8 GWh en hidroeléctricas y 3.6 GWh en los parques eólicos y fotovoltaica) y 96.2 % a instalaciones con combustibles fósiles. En esta última 9922.3 GWh corresponde a la centrales termoeléctricas, 2380.7 GWh a las turbinas de gas y ciclo combinado, 4401.8 GWh a los motores diesel y 333 GWh a la cogeneración en la industria del níquel (ONE, 2010a). En la Figura 9 se muestran los cambios en la estructura de la generación ocurridos entre el 2005 y el 2009, donde se aprecia la disminución de la participación de las centrales termoeléctricas a costa del incremento de la generación de los motores diesel debido a la generación distribuida.

Figura 9. Cambios en la estructura de la generación.

Fuente: ONE, 2010a, 2010b.

2.3.5. Emisiones de CO2 evitadas por el uso de energías renovables en la generación de electricidad.

De acuerdo con el más reciente inventario de Gases de Efecto Invernadero, en el 2004 las emisiones del sector energía alcanzaron los 23.05 millones de toneladas de CO2 y las de la generación de electricidad alcanzaron 48%. En la Figura 10 se muestra las

2005 2009

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emisiones de CO2 evitadas por el uso de fuentes renovables en la generación de electricidad. En el año 1990 estas emisiones representan 11% de las emisiones totales provenientes de la generación de electricidad llegando a 14% en el año 1992. Posteriormente se mantiene en un rango de 7-8% hasta el 2003, año a partir del cual continúa disminuyendo hasta alcanzar 4% en el 2008. Esta reducción se debe fundamentalmente a la disminución paulatina de la generación en las centrales azucareras donde la generación del año 2009 representa 35.7% de la alcanzada en el año 1990. En el período 1990-2008, las energías renovables evitaron 14.3 millones de toneladas de CO2 (López C. et al, 2005; Pérez, D. y López, I., 2010).

Figura 10. Emisiones evitadas por el uso de las energías renovables en la

generación eléctrica. Fuente: Elaboración propia a partir de López C. et al, 2005; Pérez, D. y López, I., 2010.

En la Figura 11 se muestran las emisiones por GWh procedentes de la generación de electricidad, donde se aprecia que en el periodo 1996-2008 este indicador ha disminuido con relación a la cifra máxima alcanzada en el año 1994. Aunque las emisiones de CO2 se han incrementado por el aumento de la generación de electricidad, el incremento de la eficiencia por la introducción de nuevas tecnologías (turbinas de gas, ciclo combinado y motores diesel), aún con el decrecimiento que ha tenido la participación de la biomasa cañera (principal fuente renovable actualmente en la generación de electricidad), las emisiones por GWh han disminuido en el 2008 en 3.8% con respecto al valor de este indicador en 1990 (Pérez, D. y López, I., 2010). En el futuro, con un mayor aprovechamiento del potencial de las energías renovables se espera que este indicador aún disminuya más.

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Figura 11. Emisiones de CO2 por GWh de la generación de electricidad en Cuba.

Fuente: Elaboración propia; Pérez, D. y López, I., 2010.

2.3.6. Uso de electricidad La demanda de electricidad tuvo un crecimiento acelerado (10.5% anual) en la década de los setenta sobre todo por el desarrollo industrial. En los años ochenta ésta solo creció como promedio a un ritmo de 4% anual, predominando el incremento en los sectores industrial y residencial. Sin embargo, en los años 90 la crisis afectó a todos los sectores: decreciendo la misma, aunque en mayor grado en el sector comercial e industrial. Se suspendieron actividades y se cerraron industrias principalmente por falta de combustibles y electricidad, aunque en otros casos fue por la falta de divisas para adquirir los insumos necesarios. Los apagones eran una práctica normal y se planificaban diariamente. No obstante se trató de afectar lo menos posible a la población y para el año 1995 el uso de electricidad en el sector residencial alcanzó los niveles de 1990 (Tabla 6). A partir de 1994, con el inicio de la recuperación económica el uso de electricidad en el sector servicios y residencial creció a un mayor ritmo que en la industria. Después del 2000 el uso de electricidad en el sector industrial y los servicios se estabiliza y predomina el uso en el sector residencial, donde el crecimiento se debe fundamentalmente a la acelerada penetración de la electricidad en la cocción de alimentos.

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Tabla 6. Uso de electricidad por sectores, GWh.

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2009

Industria 1 866 2 617 4 055 4 897 5 969 3 733 4 220 3816 4 087 Servicios 1 145 1 590 2 402 2 345 2 674 2 126 3 277 3184 3 299 Residencial 972 2 117 2 117 2 682 3 306 3 274 4 247 5086 4 919 Total 3 983 6 324 8 574 9 924 11 949 9 133 11 744 12085 15176 Estructura (%) Industria 46.8 41.4 47.3 49.3 50.0 40.9 35.9 31.6 32.3 Servicios 28.7 25.1 28.0 23.6 22.4 23.3 27.9 26.3 25.3 Residencial 24.4 33.5 24.7 27.0 27.7 35.8 36.2 42.1 42.3 Fuente: CEE, 1980, 1986, 1990; ONE, 1998-2008, 2009a, 2010a.

2.3.7. Uso energético per cápita Los efectos de las actividades económicas y sociales se reflejan de manera diferenciada en los principales indicadores de uso de energía per cápita los cuales se muestran en la Tabla 7 y la Figura 12. Esta última muestra además el PIB per cápita. Se aprecia que a partir de la recuperación económica en 1995, los índices de uso final de energía, biomasa y la OETP per cápita, decrecen, mientras que el PIB y el uso de electricidad per cápita crecen. Esto puede considerarse como una ruptura en la relación existente anteriormente entre el crecimiento económico y el uso de energía (a mayor crecimiento económico, mayor uso de energía), que como se ha expuesto anteriormente, se debió a importantes cambios tecnológicos, cambios de electrodomésticos, de iluminación, bombeo, programas y medidas de eficiencia energéticas, pero también a programas de manejo de la demanda y a restricciones impuestas en el país respecto a la adquisición de ciertos electrodomésticos, compra de autos, etc.

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Figura 12. Índices de uso energético y PIB per cápita. Fuente: CEE, 1980, 1986, 1990; ONE, 1998-2008, 2009a, 2010a

El desarrollo económico y social de las décadas de los 70 y 80 elevó sostenidamente los índices de uso eléctrico per cápita llegando en 1990 a ser 2.4 veces mayores a los de 1970. Sin embargo, el índice de la OTEP/cap creció moderadamente hasta 1985 siguiendo posteriormente una tendencia decreciente hasta el año 1995. La biomasa/cap decreció después de la mayor zafra azucarera, excepto con un pequeño incremento en 1990, en que también hubo una zafra azucarera grande. En el 2009, el uso per cápita de biomasa ha disminuido en total 86% respecto a 1970. La crisis de los noventa hizo que entre 1990 y 1993 los efectos de las actividades disminuyeran todos los usos energéticos per cápita (Tabla 7). A partir de 1995 se muestra una estabilización de estos indicadores. Solo el uso de electricidad per cápita ha crecido aunque a un menor ritmo que en el periodo 1970-1990.

Tabla 7. Uso de energía per cápita.

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2008 OTEP/cap (ktep/cap)

1505 1388 1693 2023 1666 1004 1140 952 1031

Uso final de energía/cap (kgep/cap)

1201 1064 1187 1161 1299 683 684 587.1 614

Electricidad/cap (kWh/cap)

463 589 885 977 1117 830 1053 1075 1324

Energía Residencial/cap (kgep/cap)

87 100 115 128 116 68 76 91 77

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Electricidad Residencial/cap (kWh/cap)

113 140 215 264 309 298 381 452 539

Fuente: CEE, 1980, 1986, 1990; ONE, 1998-2008, 2009a, 2010a

2.3.8. Intensidad energética y eléctrica La intensidad energética determinada como la relación entre el uso final de energía y el PIB (Figura 13) ha tenido una tendencia marcadamente decreciente desde 1970 a la actualidad, aunque por distintas razones, tuvo un ligero incremento previo a la crisis de los años 90. En las dos primeras décadas de este periodo el PIB creció más rápido que la OTEP (el país era dependiente de las importaciones de derivados del petróleo), pero después, durante el inicio de la crisis de los noventa, su decrecimiento fue forzado por la propia crisis porque la reducción de la OTEP fue más pronunciada que la del PIB. Durante el año más crítico de la crisis (1993) y con la recuperación económica iniciada en 1994, se produce un incremento en la producción de crudo nacional. Sin embargo las importaciones de combustibles se reducen drásticamente por la falta de liquidez financiera del país. También hay que tener en cuenta que durante la crisis muchas producciones dejaron de realizarse, industrias cerraron y otros trabajaron a capacidades limitadas, pero se ve el efecto en la continua disminución de la intensidad energética por la implementación del PDFNE en 1993, los programas de reordenamiento, ahorro de electricidad en 1997 (PAEC) y de combustibles, así como la “Revolución Energética” en el 2005-2006 que cambió la concepción y operación del sistema eléctrico cubano. Otra de las causas de la disminución de la intensidad energética es que en la economía cubana se ha producido un vuelco, pasando a ser una economía de servicios, que es un sector energéticamente no intensivo. Otra razón, son las medidas restrictivas impuestas por el gobierno en cuanto a equipos electrodomésticos, a la compra de automóviles, la elaboración de planes de consumo energético y eléctrico a instituciones estatales, las auditorias energéticas a instituciones con uso importante de energía y electricidad, etc. La intensidad eléctrica con determinadas fluctuaciones (entre 0.29 y 0.45 kWh/Peso1997) creció ligeramente a partir de la recuperación del sector eléctrico y consecuentemente existe una mayor oferta de electricidad. Los programas de conservación de electricidad, de disminución de las pérdidas eléctricas y el incremento de la eficiencia contribuyeron a mantener la intensidad eléctrica a un nivel de 0.32 kWh/Peso1997 en los últimos 5 años.

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Figura 13. Intensidad energética y eléctrica.

Fuente: Elaboración de los autores a partir de CEE, 1980, 1986, 1990; ONE, 1998-2008, 2009a, 2010a En la Figura 14 se aprecia que hay sectores como la agricultura y la construcción que hasta 1999, tuvieron índices superiores a los de 1990. Sin embargo, debido a que su peso es relativamente pequeño, influyen poco en la disminución de la intensidad energética global.

Figura 14. Índices de las intensidades energéticas por sectores. Fuente: Elaboración de los autores a partir de ONE, 1998-2008, 2009a, 2010a

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En la Figura 15 se muestra la correlación entre la intensidad eléctrica y el comportamiento del PIB per cápita, lo que visualiza de forma clara lo sucedido durante la crisis de los años 90. A partir de 1985 comienza a crecer la intensidad eléctrica (uso ineficiente por falta de materias primas, financiamiento, combustibles, etc. de las capacidades industriales) aún cuando el PIB/cap decreció.

Figura 15. Intensidad Eléctrica vs PIB per cápita.

Fuente: Elaboración de los autores a partir de CEE, 1980, 1986, 1990; ONE, 1998-2008, 2009a, 2010a.

2.3.9. Perspectivas de la energía renovable en Cuba. En la Tabla 8 se muestran las estimaciones más recientes del potencial de las energías renovables en Cuba. En el caso del viento, estas estimaciones se basan en estudios de viento realizados durante más de 2 años en más de 80 torres de medición con transmisión automática, de datos en distintos lugares del país. Sin embargo, otras evaluaciones indican cifras de hasta 4000 MW de potencial de este recurso. Se aprecia que los mayores potenciales los tienen la solar fotovoltaica, la energía oceánica y de las corrientes y el viento. En menor escala están también la hidroenergía, la biomasa cañera y la forestal. En el caso de la biomasa cañera, esta estimación se hace considerando las tecnologías actuales, pues con tecnologías de Ciclo Combinado de Gasificación Integrada de Biomasa e incluyendo los residuos cañeros, este potencial podría ser de 17500 GWh anuales lo que cubriría la generación bruta actual del país, pues en las mismas se puede lograr más de 500 kWh por tonelada de caña molida (tcm) (IAEA, 2008). También existe la posibilidad de incrementar los parámetros de las calderas e instalar nuevos modelos de turbinas que permiten obtener unos 130 kWh/tcm.

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Actualmente se realizan estudios de posibles escenarios de desarrollo energético del país, considerando ciertos niveles de penetración de estos potenciales a mediano y largo plazo. Sin embargo, las expectativas de encontrar las importantes reservas de crudo y gas natural, que se supone existen en la Zona Económica Exclusiva del Golfo de México, pueden modificar esos escenarios.

Tabla 8. Potenciales estimados de las energías renovables en Cuba en el 2010.

Fuente Tecnología Potencial, MW

Real instalado, MW

%

Viento Aerogeneradores 2005 11.7 0.6 Paneles FV en red 2100 - - Sol Paneles FV aislados

10 2.5 25

Hidroenergía - 848 62 7.3 Biomasa cañera Turbogeneradores 800 498 62.3 Biomasa forestal Plantas generación

eléctrica 540 - -

Desechos Plantas biogás 0.085 - - Océanos y corrientes

OTEC 2100 - -

Potencial total 8403.1 574.2 6.8 Fuente: Balboa, 2011; López, 2009; IAEA, 2008.

2.4. Marco legal e institucional de las energías renovables en el país

2.4.1. Marco legal El país no cuenta con una legislación directamente relacionada con la promoción de las fuentes renovables de energía. Sin embargo, existen varias leyes, decretos, resoluciones ministeriales y otros aspectos que contribuyen al uso, implementación y desarrollo de las fuentes nacionales de energía y especialmente las fuentes renovables. Constitución de la República de Cuba: La máxima ley de la República contempla que: “Artículo 11: El Estado ejerce su soberanía: a) sobre todo el territorio nacional, integrado por la Isla de Cuba, la Isla de la

Juventud, las demás islas y cayos adyacentes, las aguas interiores y el mar territorial en la extensión que fija la ley y el espacio aéreo que sobre éstos se extiende;

b) sobre el medio ambiente y los recursos naturales del país; c) sobre los recursos naturales, tanto vivos como no vivos, de las aguas, el lecho y el

subsuelo de la zona económica marítima de la República, en la extensión que fija la ley, conforme a la práctica internacional”.

Artículo 15.-Son de propiedad estatal socialista de todo el pueblo: a) las tierras que no pertenecen a los agricultores pequeños o cooperativas integradas

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por éstos, el subsuelo, las minas, los recursos naturales tanto vivos como no vivos dentro de la zona económica marítima de la República, los bosques, las aguas y las vías de comunicación;

b) los centrales azucareros, las fábricas, los medios fundamentales de transporte, y cuantas empresas, bancos e instalaciones han sido nacionalizados y expropiados a los imperialistas, latifundistas y burgueses, así como las fábricas, empresas e instalaciones económicas y centros científicos, sociales, culturales y deportivos construidos, fomentados o adquiridos por el Estado y los que en el futuro construya, fomente o adquiera. Estos bienes no pueden trasmitirse en propiedad a personas naturales o jurídicas, salvo los casos excepcionales en que la trasmisión parcial o total de algún objetivo económico se destine a los fines del desarrollo del país y no afecten los fundamentos políticos, sociales y económicos del Estado, previa aprobación del Consejo de Ministros o su Comité Ejecutivo. En cuanto a la trasmisión de otros derechos sobre estos bienes a empresas estatales y otras entidades autorizadas, para el cumplimiento de sus fines, se actuará conforme a lo previsto en la ley”.

Artículo 27.-El Estado protege el medio ambiente y los recursos naturales del país. Reconoce su estrecha vinculación con el desarrollo económico y social sostenible para hacer más racional la vida humana y asegurar la supervivencia, el bienestar y la seguridad de las generaciones actuales y futuras. Corresponde a los órganos competentes aplicar esta política. Es deber de los ciudadanos contribuir a la protección del agua, la atmósfera, la conservación del suelo, la flora, la fauna y todo el rico potencial de la naturaleza”. Ley 1287/1975. Ley Eléctrica: Aprobada en 1975, en estos momentos se encuentra en proceso se actualización, en correspondencia con los cambios que se han producido en el Sistema Eléctrico Nacional y para incorporar el uso de las fuentes renovables de energía. La ley vigente indica que: “El Ministro de la Industria Eléctrica suministrará servicio de energía eléctrica, siguiendo las prioridades establecidas por el Gobierno para el desarrollo de los planes económicos y sociales del país”. Establece las normas, obligaciones, deberes y prohibiciones de los usuarios, tanto estatales como privados; como efectuar el pago de la tarifa eléctrica. De igual manera contempla el Reglamento del Servicio Eléctrico y las normas técnicas para: las características del sistema eléctrico; del suministro de energía eléctrica; de las instalaciones interiores, de las instalaciones de motores, así como la contratación, facturación y formas de pago. Se refiere además a la creación del cuerpo de inspectores de carga eléctrica Ley 77/1995. Ley de la Inversión Extranjera: Esta ley, en su artículo 1.1 expresa que: “…tiene por objeto promover e incentivar la inversión extrajera en el territorio de la República de Cuba, para llevar a cabo actividades lucrativas que contribuyan al fortalecimiento de la capacidad económica y al desarrollo sostenible del país, sobre la base del respeto a la soberanía e independencia nacionales y de la protección y uso racional de los recursos naturales; y establecer, a tales efectos, las regulaciones legales principales bajo las cuales debe realizarse aquella”. En su artículo 1.2 indica que “Las normas que contiene esta Ley comprende, entre otros aspectos, las garantías

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que se conceden a los inversionistas, los sectores de la economía nacional que pueden recibir inversiones extranjeras, las formas que pueden adoptar éstas, los distintos tipos de aportes, el procedimiento para su autorización, los regímenes bancario, impositivo especial, y laboral para esas inversiones, y las normas relativas a la protección del medio ambiente y al uso racional de los recursos naturales”. Ley 81/1997. Ley de Medio Ambiente. Esta ley tiene como objeto “…establecer los principios que rigen la política ambiental y las normas básicas para regular la gestión ambiental del Estado y las acciones de los ciudadanos y la sociedad en general, a fin de proteger el medio ambiente y contribuir a alcanzar los objetivos del desarrollo sostenible del país”. En su artículo 3 indica: “Es deber del Estado, los ciudadanos y la sociedad en general proteger el medio ambiente mediante: a) Su conservación y uso racional; b) La lucha sistemática contra las causas que originan su deterioro; c) Las acciones de rehabilitación correspondientes; d) El constante incremento de los conocimientos de los ciudadanos acerca de las interrelaciones del ser humano, la naturaleza y la sociedad. e) La reducción y eliminación de las modalidades de producción y consumo ambientalmente insostenibles; f) El fomento de políticas demográficas adecuadas a las condiciones territoriales”. Ley 85/1998. Ley Forestal: Establece los principios y regulaciones para la protección, el incremento y desarrollo sostenible del patrimonio forestal; su repoblación, los manejos silvícolas y la conservación de la diversidad biológica. Decreto Ley 138/1993. Aguas terrestres: dictada para desarrollar los principios básicos establecidos en el artículo 27 de la Constitución de la República y la Ley de Protección del Medio Ambiente y del Uso Racional de los Recursos Naturales, en relación con las aguas terrestres, tanto superficiales como subterráneas, así como regular, sobre la base de esos principios: a) las peculiaridades relativas al aprovechamiento, la explotación, la conservación, el saneamiento y el uso racional de este recurso natural; b) la protección de las fuentes, cauces naturales, obras e instalaciones hidráulicas del país; c) la protección de las actividades económicas y sociales del medio ambiente natural contra los efectos nocivos que pudieran causar las aguas terrestres; ch) las actividades relacionadas con el riego y el drenaje agrícola, así como con los sistemas de acueducto alcantarillado y drenaje pluvial; y d) la cuantificación, el planeamiento y la administración de los recursos hídricos Decreto Ley 200/ 1999. De las Contravenciones en Materia de Medio Ambiente: Este Decreto Ley establece las contravenciones aplicables en materia de medio ambiente y explica que las medidas administrativas en materia de protección del medio ambiente incluye a personas naturales y jurídicas, nacionales o extranjeras, que incurran en las contravenciones que por esta norma se sancionan.

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Decreto Ley 201/ 1999. Del Sistema Nacional de Áreas Protegidas: Con el objetivo de regular el régimen legal relativo al Sistema Nacional de Áreas Protegidas, lo cual incluye las regulaciones del ejercicio de su rectoría, control y administración, las categorías de las áreas protegidas, su propuesta y declaración, el régimen de protección y el otorgamiento de las autorizaciones para la realización de actividades en dichas áreas. Resolución 114/1990 del Instituto Nacional de Recursos Hidráulicos (INRH): Establece las empresas y entidades estatales autorizadas a realizar Proyectos de: presas, micro presas, los tranques, derivadoras, sistemas de riego y drenaje, estaciones de bombeo eléctricas para riego y trasvase de agua, estaciones de bombeo eléctricas de abasto y alcantarillado, canales de riego, canales de drenaje, obras hidráulicas vinculadas con la acuicultura y la camaronicultura, acueducto, alcantarillado y drenaje pluvial, plantas de potabilización y plantas o sistemas de tratamiento de residuales domésticos, plantas o sistemas de tratamiento de otros residuales orgánicos (Industriales o Pecuarios), plantas de tratamiento de residuales inorgánicos y las obras hidro-energéticas. Resolución 130/95 del Ministerio de Ciencia, Tecnología y Medio Ambiente (CITMA): Pone en vigor el Reglamento para la inspección ambiental estatal, definida como la actividad de control, fiscalización y supervisión del cumplimiento de las disposiciones y normas jurídicas vigentes en materia de protección del medio ambiente y el uso sostenible de los recursos naturales. Resolución 168/95 del CITMA: Establece el Reglamento para la realización y aprobación de las evaluaciones de impacto ambiental y el otorgamiento de las licencias ambientales y tiene como objeto indicar los procedimientos para la realización y aprobación de las evaluaciones de impacto ambiental y el otorgamiento de las correspondientes licencias ambientales Resolución 13/99 del Ministerio de Finanzas y Precios (MFP): Dispone la bonificación del cincuenta por ciento (50%) del pago del Arancel de Aduanas para las importaciones de maquinarias, equipos, partes de equipos, y accesorios, que constituyan como sistema, una tecnología para el control y tratamiento de residuales de instalaciones existentes, que reduzcan significativamente las cargas contaminantes que están emitiendo al medio ambiente y cuando las importaciones se realicen en función de nuevas inversiones, se concederá esta bonificación siempre que se adopten tecnologías de avanzada. Resolución 91/2006 del Ministerio de Economía y Planificación (MEP): Indicaciones para el Proceso Inversionista y tiene como objetivo: - Garantizar la integralidad del proceso inversionista, considerando la preparación, planificación, contratación, ejecución, y control de las inversiones como un sistema. - Asegurar la necesaria flexibilidad en el proceso inversionista y en las funciones de los diferentes actores que participan en la inversión. - Contribuir a la racionalidad y eficiencia del proceso inversionista, a través de:

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a) La preparación de las inversiones sobre bases técnicas y económicas profundas; b) El empleo de la Dirección Integrada de Proyectos, para todo el proceso inversionista o partes del mismo, con la finalidad de lograr la eficacia en el proceso. c) El uso de métodos para llevar a cabo la inversión, que no comprometan la necesaria secuencia del proceso y que permitan acortar los plazos de la inversión, manteniendo el rigor técnico necesario y la disciplina en el cumplimiento de las regulaciones establecidas. d) La ampliación del análisis de post inversión, e) Realizar una vigilancia constante sobre el efecto medio ambiental de las inversiones, sus características e impacto en el medio cercano y lejano, f) Preservar, ahorrar, y utilizar con la mayor eficiencia y rentabilidad los recursos energéticos puestos a disposición de la actividad. Resolución 40/2007 CITMA: Aprueba la Estrategia Ambiental Nacional En la actualidad, hay elaborado un decreto ley, que está en fase de análisis y aprobación por el Consejo de Estado, que contempla los incentivos necesarios para promover las energías renovables con mayor celeridad.

2.4.2. Marco Institucional La estructura organizativa de la energía en Cuba difiere de la de otros países en ausencia de un ministerio de energía y se describe a continuación. El sector energético cubano (ONE, 2009b) está actualmente integrado por varios ministerios que trabajan coordinados, con responsabilidad en la ejecución de los aspectos contenidos en el programa llamado “Revolución Energética”, con profundas transformaciones, entre las que se encuentran:

! Incremento en la extracción de crudo nacional, con un proceso de asimilación paulatina del mismo en las plantas eléctricas, para permitir la autosuficiencia energética.

! Creación de un sistema de gasoductos. ! Implementación del Programa de Ahorro de Electricidad (PAEC) para reducir

las tasas de crecimiento de uso y la demanda máxima de electricidad. ! Implementación de medidas de ahorro en los sectores residencia y estatal. ! La incorporación de grupos electrógenos para la generación distribuida ! Creación del Grupo Nacional de Energía Renovable, Cogeneración, Ahorro y

Eficiencia Energética. Los ministerios y entidades implicados en el programa energético nacional son:

" El Ministerio de la Industria Básica (MINBAS): Integrado por varias instituciones. La Unión Cubapetróleo es la encargada de la extracción de petróleo, la refinación para la obtención de derivados y la comercialización. Cuenta además, con el Centro de Investigaciones del Petróleo. La Unión Eléctrica (UNE) que abarca las centrales termoeléctricas, las unidades básicas eléctricas (incluye a los grupos electrógenos), varias empresas de

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mantenimiento y la empresa de Hidroenergía (que incluye las pequeñas centrales, mini y micro hidroeléctricas) encargadas todas de la generación y distribución de electricidad. La Empresa mixta ENERGAS, creada para la utilización en la generación eléctrica del gas acompañante y la producción de derivados. La Industria del Níquel se encarga, además de la producción de níquel de la cogeneración eléctrica para consumo propio.

" En el Ministerio del Azúcar (MINAZ) se encuentran las centrales azucareras que co-generan electricidad y vapor para el propio proceso, empresas de servicios energéticos, destilerías, plantas de biogás, molinos de viento para el bombeo de agua y centros de investigación.

" El Ministerio de la Agricultura (MINAG) incluye el manejo de bosques, molinos de viento para el bombeo de agua y plantas de biogás.

" En el Ministerio de la Informática y las Comunicaciones (MIC) el Complejo de Componentes Electrónicos se producen los paneles fotovoltaicos solares, y se dispone de empresas comercializadoras de equipos de energías renovables y de eficiencia energética.

" El Ministerio de la Industria Sideromecánica (SIME) construye y comercializa turbinas hidráulicas, calderas para la cogeneración y calentadores solares.

" El Ministerio de Transporte (MITRANS) es el encargado de la política de desarrollo del transporte y la eficiencia de su uso.

" El CITMA, a través de la Agencia de Energía Nuclear y Tecnologías de Avanzada (AEN-TA) y otros centros, especialmente el Centro de Gestión de la Información y Desarrollo de la Energía (CUBAENERGIA), constituye el soporte científico técnico al desarrollo energético del país. El CITMA es el responsable además del otorgamiento de las licencias ambientales.

" Las universidades y centros de investigación del Ministerio de Educación Superior (MES), apoyan el desarrollo energético mediante investigaciones y la preparación de personal y coordinan la Red Nacional de Eficiencia Energética.

" El Ministerio de la Construcción (MICONS) y sus empresas de proyectos es el encargado de que en las nuevas instalaciones se incluyan no solo medidas de ahorro y eficiencia energética, sino que se analice la inclusión y aprovechamiento de las fuentes renovables de energía, a través de la Norma Cubana NC-220.

" El Ministerio del Interior (MININT) cuenta con varias instituciones donde se aprovechan las fuentes renovables de energía, además de la construcción de calentadores solares con desarrollo propio.

" El Ministerio de las Fuerzas Armadas (MINFAR), aprovecha para usos propios las energías renovables.

" El Ministerio de Comercio Exterior e Inversión Extranjera (MINCEX) se encarga de la colaboración y proyectos internacionales.

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Figura 16. Sistema Energético Cubano.

Fuente: Elaboración propia El Parlamento, Asamblea Nacional del Poder Popular que constituye el poder legislativo, dispone de una Comisión de Energía y Medio Ambiente. Por su parte, el Poder Ejecutivo, que es el Consejo de Estado, es integrado por los Ministerios dentro de los cuales se encuentran las estructuras relacionadas con las energías mencionadas anteriormente. En 1993 se elaboró el Programa de Desarrollo de las Fuentes Nacionales de Energía, que trazó la política nacional respecto al uso de estas fuentes. Este programa se cumplió cabalmente en lo relativo al petróleo y el gas, así como en la utilización de la energía hidráulica, los desechos y la eficiencia energética, pero no fue así en el caso del aprovechamiento de la caña y sus derivados. En la actualidad, como parte de los Lineamientos de la Política Económica y Social (PCC, 2011), se han precisado los aspectos que se deben implementar relativos a la Política Energética, entre los que se encuentran:

# Fomentar la cogeneración y trigeneración en todas las actividades con posibilidades. En particular, se elevará la generación de electricidad por la agroindustria azucarera a partir del aprovechamiento del bagazo y residuos agrícolas cañeros y forestales, creándose condiciones para co-generar en etapa inactiva, tanto en refinación como en destilación.

# Potenciar el aprovechamiento de las distintas fuentes renovables de energía, fundamentalmente la utilización del biogás, la energía eólica, hidráulica, biomasa, solar y otras; priorizando aquellas que tengan el mayor efecto económico.

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# Se priorizará alcanzar el potencial de ahorro identificado en el sector estatal y se trabajará hasta lograr la captación de las reservas de eficiencia del sector residencial; incluye la revisión de las tarifas vigentes para que cumpla su papel de regulador de la demanda. En las modalidades no estatales de producción y servicios —sean por cuenta propia o en cooperativa— se aplicará una tarifa eléctrica sin subsidios.

# Prestar especial atención a la eficiencia energética en el sector del transporte. # Concebir las nuevas inversiones, el mantenimiento constructivo y las

reparaciones capitalizables con soluciones para el uso eficiente de la energía, instrumentando adecuadamente los procedimientos de supervisión.

# Proyectar el sistema educativo y los medios de difusión masiva en función de profundizar en la calidad e integralidad de la política enfocada al ahorro y al uso eficiente y sostenible de la energía.

Un importante elemento que dispone el país, son los recursos humanos preparados y la capacidad científico-tecnológica que se ha creado en el tema energético, hasta disponer de las mismas para enfrentar un programa energético nuclear. Asimismo se cuenta con la organización de la actividad científico-tecnológica en Programas Nacionales Científico Técnicos, entre los que se encuentra el de “Desarrollo Energético Sostenible”, así como programas ramales y territoriales han contribuido a lo anterior. En el año 2007 - con el auspicio del Ministerio de Industria Básica, el Ministerio de Ciencia, Tecnología y Medio Ambiente, el Ministerio de Educación Superior y otros organismos del Estado - se creó el Grupo Nacional de Energía Renovable, Cogeneración, Ahorro y Eficiencia Energética, que cuenta con 17 subgrupos, conformados por los especialistas de más experiencia en el campo de las energías renovables en Cuba. Estos trabajan por el desarrollo y la rápida introducción de las fuentes de energía renovable en el país. A partir del 2001 se vienen realizando anualmente “Seminarios Nacionales de energía en apoyo a la toma de decisiones” con una amplia participación de directivos y especialistas relacionados con la energía. Los amplios debates de la actual y perspectiva de la energía y sus impactos han contribuido a la integración de instituciones y especialistas relacionados con la energía en el país.

2.4.3. Marco legal e institucional para la implementación del Mecanismo de Desarrollo Limpio.

Cuba es Parte de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático desde el 5 de enero de 1994 y ratificó el Protocolo de Kioto el 30 de abril de 2002. Cuba reconoce el papel del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) mediante el cual se puede instrumentar una alternativa costo-efectiva y sobre todo, por lo que el mismo puede representar en términos de transferencia de tecnologías y de recursos financieros

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adicionales a los países en desarrollo. Mediante el Acuerdo No.4604 del Comité Ejecutivo del Consejo de Ministros (CECM) del 20 de noviembre del 2002 se definió que el CITMA sería la autoridad responsable de la dirección e implementación nacional del MDL, asignándosele así el mandato de Autoridad Nacional Designada (AND) ante la junta ejecutiva del MDL. El Acuerdo No. 4604 designa el Grupo Nacional para la implementación del MDL (GNMDL), constituido por cinco organismos de la Administración Central del Estado: CITMA, el Ministerio de Relaciones Exteriores (MINREX), el MINCEX, el MFP, y el MEP. En correspondencia con el mandato asignado el CITMA estableció, mediante la Resolución No.76/2003, el Reglamento para la atención e implementación de proyectos del MDL. A inicios del año 2009 el MDL recibe un nuevo impulso. Se realiza una revisión por el CECM y se indican medidas para la aceleración del proceso de implementación del MDL, entre las que se destaca la constitución de un grupo técnico (GTMDL), compuesto por los principales organismos con potencialidades de presentar nuevos proyectos. Este Grupo está presidido por el CITMA, y en él participan el MINBAS, el MINAZ, el MINAG, el MICONS, el Ministerio del Turismo (MINTUR); el SIME y el MITRANS. Este grupo se ha especializado en la gestión y presentación de ideas de proyectos que respondan a las metodologías aprobadas por la Junta Ejecutiva del MDL. En este contexto es creada la Oficina Técnica para la Implementación del MDL (OTMDL), adscrita a CUBAENERGIA, que realiza funciones de secretaría del grupo técnico. La oficina, para el cumplimiento de sus funciones, ha recibido el apoyo del proyecto internacional “Fortalecimiento de Capacidades para la implementación del MDL en Cuba”, con fondos captados a través de del Centro UNEP-RISO. La Figura 17 resume el marco institucional del MDL en Cuba. Se distinguen dos niveles organizativos con funciones claramente diferenciadas: un nivel de dirección, política y aprobación, constituido por el Grupo Nacional para la implementación del Mecanismo de Desarrollo Limpio y el Ministerio de Ciencia, Tecnología y Medio Ambiente en su calidad de Autoridad Nacional Designada para el Mecanismo de Desarrollo Limpio; y otro nivel ejecutivo y de promoción, constituido por el Grupo Técnico para la Implementación del Mecanismo de Desarrollo Limpio y la Oficina técnica del Centro de Gestión de la Información y Desarrollo de la Energía.

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Figura 17. Marco Institucional del MDL en Cuba. Fuente: CECM, 2002.

A la Oficina Técnica para la implementación del mecanismo le corresponden funciones ejecutivas. Entre las más generales se encuentran la promoción, difusión, capacitación, seguimiento y asesoría para la elaboración, presentación y seguimiento de los proyectos MDL y entre las específicas constan:

• Coordinar la ejecución de los procesos de presentación, evaluación y aprobación nacional de actividades de proyectos del Mecanismo de Desarrollo Limpio, garantizando la trazabilidad de los mismos y el cumplimiento de los plazos definidos para cada fase.

• Proponer a la Autoridad Nacional Designada para su adopción, los criterios y mecanismos para la evaluación y aprobación de las actividades de proyectos.

• Diseñar los procedimientos específicos sobre los procesos de presentación, evaluación, aprobación, registro nacional, ejecución y seguimiento a las actividades de proyectos del Mecanismo de Desarrollo Limpio.

• Proporcionar y divulgar a todos los niveles las actividades de proyectos del Mecanismo de Desarrollo Limpio.

• Identificar fuentes de financiamiento para los proyectos del Mecanismo de Desarrollo Limpio y realizar las coordinaciones correspondientes.

• Conformar y mantener actualizada la carpeta de proyectos del Mecanismo de Desarrollo Limpio, aprobados, registrados y en ejecución.

Algunos resultados del MDL en el país. Como resultado del trabajo de las diferentes empresas y las estructuras creadas para implementar el MDL, a inicios de 2011 se disponía de 4 Proyectos MDL en ejecución los cuales se muestran en la Tabla 9: dos en fase de expedición de Reducciones Certificadas de Emisiones (CER) de Gases de Efecto Invernadero, uno en fase de validación y uno en fase de revisión.

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Tabla 9. Proyectos MDL en ejecución No. de

Proy.

Título Fase en ejecución

Fecha de

inicio

Fecha termina

ción

Fuente de financiamiento

CERs esperados

0918 Energas Varadero conversión de ciclo abierto a ciclo combinado

Expedición de CER

2007 2028 Propia (Empresa Mixta)

342235,00 tonCO2e/ año

2260 Captura y destrucción de CH4 en el vertedero de calle 100 en la Ciudad de la Habana y Gascón en Santiago de Cuba

Expedición de CER

2010 2020 Bioenersis 123 162,00 tonCO2e/ año

6939 Energas Jaruco conversión de ciclo abierto a ciclo combinado

Validación 2011 2032 Propia (Empresa Mixta)

607 335,00 ton/CO2e/ año

- Reducción de las emisiones de CO2, en la producción de cementos con aditivos en Cementos Cienfuegos S.A. Cuba

Revisión 2011 2021 Propia (Empresa Mixta)

66 000,00 tonCO2e/ año

Fuente: Información OTMDL, 2011 Ocho Ideas de Proyectos han recibido la Carta de No-objeción de la AND, las que conforman la carpeta de proyectos MDL del país (Tabla 10).

Tabla 10. Carpeta de Proyectos MDL No. Idea de Proyecto CERs estimados

(tCO2e/año) 1. Instalación de 21,1 MW de potencia en 8

hidroeléctricas de Cuba 50827,20

2. Sustitución de lámparas 437053,00 3. Central eléctrica de biomasa forestal La Melvis 17524,00 4. Parque eólico de Punta Ganado 71048,00 5. Generación de energía a partir del biogás en el MINAZ 241239,00 6. Generación de energía a partir del bagazo y los

residuos de la cosecha en la empresa azucarera Antonio Guiteras Holmes.

96537,00

7. Generación de energía a partir de subproductos de la agroindustria en la empresa azucarera Ciro Redondo

125458,00

8. Reducción de las emisiones de CO2 en la producción de cementos con aditivos en Cementos Cienfuegos SA Cuba

66000,00

Total 1105686,2 Fuente: http://www.cdmbazaar.net La OTMDL-CUBAENERGIA en conjunto con la AND, trabaja en estos momentos en la aprobación de las adecuaciones necesarias al reglamento para la atención e

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implementación de proyectos del MDL en el país.

2.5. Información sobre las instalaciones más relevantes de energía por tipo de tecnología

Para el análisis y selección de las instalaciones más relevantes de energías renovables se revisó la información disponible por tipo de tecnología y se seleccionaron las instalaciones mayores de 1MW. La mayor dificultad es la ausencia (en la mayoría de los casos) de información de los costos y en el caso particular de las centrales azucareras, que están en el Ministerio de la Industria Azucarera, no se pudo obtener la información detallada de cada una de las instalaciones, sino solo la capacidad instalada y su ubicación por provincias.

2.5.1. Hidroenergía El país cuenta con 1 central hidroeléctrica y 179 mini, micro y pequeñas centrales hidroeléctricas, distribuidas en nueve provincias del país, como se puede apreciar en la Figura 18. Estas son gestionadas por la Empresa de Hidroenergía de la UNE (ONE, 2009b).

Figura 18. Distribución por provincias de las hidroeléctricas en funcionamiento en el año 2008.

Fuente: ONE, 2009b. A continuación se ofrece información de la única central hidroeléctrica que es de regulación anual y de las 8 pequeñas hidroeléctricas mayores de 1 MW en explotación en el país.

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Parámetro Unidades Información País Cuba Nombre de la instalación Carlos Manuel de Céspedes Ubicación (Municipio - Estado) Contramaestre, Santiago de Cuba Tipo de tecnología Pequeña Central Hidroeléctrica (PCH) Fecha de entrada en operación Junio 1998 Tipo de servicio (Público, No público) Público Modalidad Empresa estatal del servicio público Nombre Unión Eléctrica/MINBAS Año de referencia 2010 Potencial Nominal MW 1,5 Potencia Efectiva MW n/d Electricidad generada (producida) GWh 10,7 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público

% 100

Factor de Planta % n/d Eficiencia % n/d Fuente de Energía Empleada Hidráulica Nombre Fuente Hidráulica Consumo de Fuente en el año de referencia

PJ

Inversión MILLONES DE USD

2,25

Costos de operación y mantenimiento fijo

MILLONES DE USD

n/d

Costos de operación y mantenimiento variable

MILLONES DE USD

n/d

Costo de operación y mantenimiento MILLONES DE USD

n/d

Precio de la energía vendida USD 2007/MWh

Es propiedad de la empresa eléctrica

Emisiones de CO2 que han sido evitadas

Ton/año 13375

Breve Descripción Tipo de turbinas: Francis vertical acoplado aun generador eléctrico. fabricación: checa

Fuentes de información Garay, 2011 Lamyser, 2011

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Parámetro Unidades Información

País Cuba Nombre de la instalación Chamba Ubicación (Municipio - Estado) Chamba, Ciego de Ávila Tipo de tecnología Pequeña Central Hidroeléctrica (PCH) Fecha de entrada en operación n/d Tipo de servicio (Público, No público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública/Privada)

Pública

Modalidad Empresa estatal del servicio público Nombre Unión Eléctrica/MINBAS Año de referencia 2010 Potencial Nominal MW 1,1 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 3,2 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público

% 100

Eficiencia % n/d Fuente de Energía Empleada Hidráulica Nombre Fuente Hidráulica Consumo de Fuente en el año de referencia

PJ


1,65


MILLONES DE USD

n/d


MILLONES DE USD

n/d


n/d


n/d

Emisiones de CO2 que han sido evitadas Ton/año 4000 Breve Descripción Tipo de turbinas: Francis horizontal

acoplado a un generador eléctrico. Fuentes de información Garay, 2011

Lamyser, 2011

!

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País Cuba Nombre de la instalación Corojo Ubicación (Municipio - Estado) Corojo , Granma Tipo de tecnología Pequeña Central Hidroeléctrica

(PCH) Fecha de entrada en operación n/d Tipo de servicio (Público, No público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública/Privada)

Pública

Modalidad Empresa estatal del servicio público Nombre Unión Eléctrica/MINBAS No. de permiso otorgado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE)

No aplica

Año de referencia 2010 Potencial Nominal MW 2 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 13 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público

% 100


PJ


3,0


MILLONES DE USD

n/d


MILLONES DE USD

n/d


n/d



Emisiones de CO2 que han sido evitadas Ton/año 16250 Breve Descripción Tipo de turbinas: Francis horizontal

acoplado aun generador eléctrico. Fuentes de información Garay, 2011

Lamyser, 2011

!

!

*(!


Parámetro Unidades Información País Cuba Nombre de la instalación Guaso Ubicación (Municipio - Estado) Guaso, Guantánamo Tipo de tecnología Pequeña Central Hidroeléctrica (PCH) Fecha de entrada en operación n/d Tipo de servicio (Público, No público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública/Privada)

Pública


No aplica

Año de referencia 2010 Potencial Nominal MW 1,8 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh 12,6 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público

% 100


PJ


2,7


MILLONES DE USD

n/d


MILLONES DE USD

n/d


n/d



Emisiones de CO2 que han sido evitadas Ton/año 15750 Breve Descripción Tipo de turbinas: Pelton horizontal

acoplado a un generador eléctrico. Fuentes de información Garay, 2011

Lamyser, 2011

!

!

*"!


Parámetro Unidades Información País Cuba Nombre de la instalación Hanabanilla Ubicación (Municipio - Estado) Hanabanilla, Villa clara Tipo de tecnología Central Hidroeléctrica (CHE) Fecha de entrada en operación 10/04/63 Tipo de servicio (Público, No público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública/Privada)

Pública

Modalidad Empresa estatal del servicio público Nombre Unión Eléctrica No. de permiso otorgado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE)

No aplica

Año de referencia 2010 Potencial Nominal MW 43 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 130 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público

% 100


PJ


64,5


MILLONES DE USD

n/d


MILLONES DE USD

n/d


n/d


n/d

Emisiones de CO2 que han sido evitadas Ton/año 162500 Breve Descripción Compuesta por 3 turbinas tipo Francis

vertical de 16.5 MW acopladas a un generador eléctrico cada una


!

!

*#!



País Cuba Nombre de la instalación Nuevo Mundo Ubicación (Municipio - Estado) Moa, Holguín Tipo de tecnología Pequeña Central Hidroeléctrica (PCH) Fecha de entrada en operación n/d Tipo de servicio (Público, No público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública/Privada)

Pública


No aplica

Año de referencia 2010 Potencial Nominal MW 2 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh 16 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público

% 100


PJ


3,0


MILLONES DE USD

n/d


MILLONES DE USD

n/d


n/d


n/d

Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de Ton/año

20000

Breve Descripción Con dos turbina Tipo Francis horizontal, Procedencia China,


!

!

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Parámetro Unidades Información País Cuba Nombre de la instalación San Blas Ubicación (Municipio - Estado) San Blas, Cienfuegos Tipo de tecnología Pequeña Central Hidroeléctrica

(PCH) Fecha de entrada en operación Tipo de servicio (Público, No público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública/Privada)

Pública


No aplica

Año de referencia 2010 Potencial Nominal MW 1 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh 7 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público

% 100


PJ


1,5


MILLONES DE USD

n/d


MILLONES DE USD

n/d


n/d


n/d

Emisiones de CO2 que han sido evitadas Millones de Ton/año

8750

!

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Breve Descripción Central eléctrica constituida por una turbina hidráulica tipo Pelton acoplada a un generador eléctrico


!

!

*%!


Parámetro Unidades Información País Cuba Nombre de la instalación Yara Ubicación (Municipio - Estado) Yara , Granma Tipo de tecnología Pequeña Central Hidroeléctrica (PCH) Fecha de entrada en operación n/d Tipo de servicio (Público, No público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública/Privada)

Pública


No aplica

Año de referencia 2010 Potencial Nominal MW 2,6 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh 18,2 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público

% 100


PJ


3,9


MILLONES DE USD

n/d


MILLONES DE USD

n/d


n/d


n/d

Emisiones de CO2 que han sido evitadas Ton/año 22750 Breve Descripción Turbinas tipo Francis vertical- acoplada

a un generador eléctrico Fuentes de información Garay, 2011

Lamyser, 2011

!

!

*+!



País Cuba Nombre de la instalación Ubicación (Municipio - Estado) Zaza, Sancti Spíritus Tipo de tecnología Pequeña Central Hidroeléctrica

(PCH) Fecha de entrada en operación n/d Tipo de servicio (Público, No público) Público Situación Legal (Compañía Pública Ltda/S.A./Pública/Privada)

Pública


No aplica

Año de referencia 2010 Potencial Nominal MW 2,7 Potencia Efectiva MW Electricidad generada (producida) GWh/año 13 % de energía vendida/Entregada al Servicio Público

% 100

Factor de Planta % n/d Eficiencia % n/d Fuente de Energía Empleada Nombre Fuente Hidráulica Consumo de Fuente en el año de referencia

PJ


2,5

Costos de operación y mantenimiento fijo MILLONES DE USD

n/d


MILLONES DE USD

n/d


n/d


n/d

Emisiones de CO2 que han sido evitadas Ton/año 16250 Breve Descripción Turbina Kaplan tipo S horizontal

acoplada a un generador eléctrico Fuentes de información Garay, 2011

Lamyser, 2011

!

!

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2.5.2. Eólica Se cuenta con tres parques eólicos, 2 de ellos ubicados en Gibara, Holguín y otro en la Isla de la Juventud. Un cuarto existe, y siendo el más viejo, opera desde finales de los años 90, sin embargo solo tiene 2 aerogeneradores de 225 kW cada uno. Los restantes aerogeneradores son pequeños y suministran electricidad aislados de la red eléctrica, incluso uno de ellos de 10kW es de diseño cubano. Además el recurso eólico se utiliza para el bombeo de agua en zonas rurales.

Imagen 1. Parque Eólico Gibara I. Holguín.

Fuente: www.granma.co.cu/noticias/20-04-2011

Parámetro Unidades Información País CUBA Nombre de la instalación Gibara I Ubicación (Municipio - Provincia) Gibara, Holguín Tipo de tecnología Aerogeneradores Gamesa G52-850 Fecha de entrada en operación Febrero 2008 Tipo de servicio (Público, No público) Público Operador Unidad Económica de Base de la

Empresa Eléctrica de Gibara, adscrita a la Unión Eléctrica (UNE)

Potencial Nominal unitaria kW 850 Potencia Nominal del Parque MW 5,1 Electricidad generada (producida) GWh 11 GWh /año

!

!

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Factor de Capacidad % 28 Nombre Fuente Energía eólica Consumo de Fuente en el año de referencia

PJ


2007

n/d


MILLONES DE USD

2007

n/d


MILLONES DE USD

2007

n/d


2007

n/d




Ton/año 880

Breve Descripción El parque cuenta con 6 aerogeneradores de tecnología española. Doblemente Alimentados, de Velocidad y Paso de Pala Variables.

Fuentes de información www.granma.co.cu/noticias/20-04-2011 INEL, 2010

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Imagen 2. Parque Eólico Gibara II. Holguín.

Fuente: www.ahora.cu

Parámetro Unidades Información País CUBA Nombre de la instalación Gibara II Ubicación (Municipio - Provincia) Gibara, Holguín Tipo de tecnología Aerogeneradores Goldwind S48-750 Fecha de entrada en operación Enero de 2011 Tipo de servicio Público Operador Unidad Económica de Base de la

Empresa Eléctrica de Gibara, adscrita a la Unión Eléctrica (UNE)

Potencial Nominal unitaria kW 750 Potencia Nominal del Parque MW 4,5 Electricidad generada (producida) GWh 10 GWh /año Factor de Capacidad % 26 Nombre Fuente Energía eólica Consumo de Fuente en el año de referencia

PJ n/a

Inversión MILLONES DE USD 2007

n/d


MILLONES DE USD 2007

n/d



n/d

Costo de operación y mantenimiento MILLONES DE USD 2007

n/d




Ton/año 800

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Breve Descripción El parque cuenta con 6 aerogeneradores de tecnología china, altura de la torre de 50 metros. Generador de inducción jaula de ardilla de velocidad y paso fijo

Fuentes de información www.radioangulo.cu/noticias/24-01-2011 INEL, 2010

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Imagen 3. Parque Eólico Experimental “Los Canarreos”. Isla de la Juventud

Fuente: Delgado, 2007.

Parámetro Unidades Información País CUBA Nombre de la instalación Parque Eólico Experimental “Los

Canarreos" Ubicación (Municipio - Provincia) Municipio Especial Isla de la Juventud Tipo de tecnología AerogeneradoresVergnet GEV-MP

32/275 Fecha de entrada en operación Febrero de 2007 Tipo de servicio Público Operador Empresa Eléctrica de la Isla de la

Juventud, adscrita a la Unión Nacional Eléctrica (UNE)

Potencial Nominal unitaria kW 275 Potencia Nominal del Parque MW 1,65 Electricidad generada (producida) GWh 1.8 Factor de Capacidad % 14 Nombre Fuente Energía eólica Consumo de Fuente en el año de referencia

PJ n/a

Inversión MILLONES DE USD 2007

n/d



n/d



n/d

!

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Costo de operación y mantenimiento MILLONES DE USD 2007

n/d




Ton/año 225

Breve Descripción El parque cuenta con 6 aerogeneradores, con torre abatible de 55 m de altura y sistema anticiclónico de abatimiento y fijación al terreno.

Fuentes de información Delgado, 2007

2.5.3. Biomasa cañera La industria azucarera nacional mantiene en activo 61 centrales azucareros. Todos incluyen en sus instalaciones una planta eléctrica con capacidad de sincronización a la red eléctrica. El régimen de operación normal de estas plantas es durante el periodo de zafra utilizando como combustible principal el bagazo de caña y como complementario, residuos de la cosecha, fundamentalmente paja. En la actualidad el balance neto es que la cantidad de energía generada permite el auto abastecimiento eléctrico de estas industrias y una entrega neta a la red nacional, así como se suministra el vapor necesario para el proceso. La tecnología instalada se basa en el ciclo Ranking. La capacidad de las calderas instaladas oscila entre 15 y 80 ton /h, con presiones de vapor entre 10 y 28 bar. La capacidad de generación eléctrica total instalada es de 412 MW en el 2009. Las turbinas de vapor son de contrapresión y su potencia unitaria está entre los 1 y 12 MW. En la Tabla 11 se muestra la distribución de la potencia instalada de cogeneración por provincias (actualizado por autores a partir de Leyva, et al., 2011; www.cubagob.cudes_ecoazucar.htm).

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Tabla 11. Capacidad instalada por provincias, 2009, MW

Fuente: Actualización a partir de Leyva, et al., 2011; www.cubagob.cudes_ecoazucar.htm. La distribución de los mismos se muestra en la Figura 19.

Figura 19. Distribución por provincias de los centrales azucareros en

funcionamiento en el año 2008. Fuente: ONE, 2009b.

Se realizan acciones para implementar la generación comercial fuera de zafra utilizando biomasa como combustible y adaptando los esquemas tecnológicos, por medio de la

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instalación de turbinas de condensación. Se prevé en los próximos años la introducción de plantas eléctricas de alta presión con biomasa cañera.

2.5.4. Tecnologías no renovables En cuanto a las energías no renovables el país cuenta con 9 centrales termoeléctricas, radicadas en las provincias de Artemisa, Mayabeque, La Habana, Matanzas, Cienfuegos, Camagüey, Holguín y Santiago de Cuba. En la Figura 20 se muestra la ubicación de las principales termoeléctricas.

Figura 20. Ubicación de las principales centrales termoeléctricas del país.

Fuente: ONE, 2009b. La empresa mixta ENERGAS, cuenta con 3 instalaciones para la generación de electricidad mediante turbinas de gas y ciclos combinados en las provincias de Matanzas y Mayabeque. Esta empresa mixta entre Sherrit Internacional (que puso el financiamiento), CUPET que pone el combustible (gas acompañante del petróleo) y la UNE que pone el mercado y compra la electricidad, surgió primeramente por un motivo ambiental. El objetivo es capturar las 50-60 toneladas diarias que se emitían a la atmósfera en la zona turística de Varadero. Posteriormente se incorpora la generación de electricidad (primero en turbinas de gas y posteriormente en ciclo combinado) y producción de otros subproductos. En la Tabla 12 se detallan las diferentes tecnologías que utilizan combustibles no renovables.

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Tabla 12. Descripción de las tecnologías convencionales en el sector.

* Se refiere a capacidad efectiva Fuente: ONE, 2010b; httt://www.energia.inf.cu/instituciones; ONE, 20010b.

Los grupos electrógenos, no son más que baterías de motores diesel, que se encuentran distribuidos por todo el país, los de mayor capacidad (18 MW) utilizan fuel oíl y los más pequeños, diesel.

2.6. Lecciones aprendidas Entre las lecciones aprendidas se encuentran: • La línea base del sector energético cubano esta marcadamente determinada por

combustibles fósiles, que constituyeron 89.8% de la OTEP en el 2009, 54.6% de la cual fue importada. También predominan en la capacidad eléctrica instalada, el 88.9% y en la generación, 96.2%.

• Con la implementación del programa Revolución Energética el desempeño del sector energético cubano ha mejorado, pues han disminuido las pérdidas, los insumos, y los índices de usos específicos de combustibles. Asimismo, ha aumentado la fiabilidad del sistema, que a su vez permite suministrar energía eléctrica en micro-redes eléctrica en caso de catástrofes.

• También lo anterior ha contribuido a seguir reduciendo la intensidad energética y mantener durante 5 años el nivel de la OTEP en unos 10-12 millones de tep y el uso final de energía en unos 7 millones de tep con un crecimiento del PIB mayor del

Nombre de la planta Tipo de Tecnología Capacidad instalada, MW*

No de unidades

Ubicación

Otto Parellada Turbina de vapor (TV) 60 1 La Habana

Máximo Gómez Turbina de vapor 270 3 x 90 Artemisa Este de la Habana Turbina de vapor 195 1 x100

1 x 95 Mayabeque

José Martí Turbina de vapor 30 1 Matanzas Antonio Guiteras Turbina de vapor 317 1 Matanzas C.M. Céspedes Turbina de vapor 316 2 x 158 Cienfuegos 10 de Octubre Turbina de vapor 300 2 x 120

1 x 60 Camagüey

Lidio Ramón Pérez Turbina de vapor 500 2 x 250 Holguín Antonio Maceo Turbina de vapor 285 3x 95 Santiago de Cuba Energas Varadero Ciclo combinado 180 3 TG x 30

1 TG x 20 1 TV x 70

Matanzas

Energas Jaruco Turbina de gas (TG) 175 5 X 35 Mayabeque Energas Puerto Escondido

Turbina de gas 20 1 Mayabeque

San José Turbina de gas 60 3 x 20 Mayabeque Rincón Turbina de gas 20 1 Artemisa Grupos electrógenos Motores diesel 2182 1309 Distribuidos en

todo el país

!

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%+!


5%. • Las energías renovables evitaron 528 miles de toneladas de CO2 en el 2008, lo que

representó 4% de las emisiones totales de CO2 de la generación de electricidad (aunque en 1990 constituyó 11%). En el período 1990-2008, las energías renovables evitaron en la generación de electricidad 14.3 millones de toneladas de CO2.

• Aunque las emisiones de CO2 se han incrementado por el aumento de la generación de electricidad, las emisiones por GWh han disminuido por el incremento de la eficiencia por la introducción de nuevas tecnologías (turbinas de gas, ciclo combinado y motores diesel), aún con el decrecimiento que ha tenido la participación de la biomasa cañera,

• Aunque es incipiente el desarrollo eólico en el país, se ha avanzado mucho en la medición del recurso y la prueba de diferentes tecnologías. La energía solar fotovoltaica se ha utilizado mucho para soluciones aisladas en lugares remotos, electrificándose más de 2500 instalaciones económicas y sociales. Sin embargo, el aprovechamiento de la energía solar para el calentamiento de agua, es todavía bajo. Aunque el potencial hidro-energético es limitado, se ha aprovechado todavía poco, existiendo un programa para su desarrollo.

• Las principales barreras para la introducción de energías renovables son el bloqueo económico impuesto por Estados Unidos de América, la dificultad en el acceso a financiamiento, la necesidad de completar el marco regulatorio para incentivar más las energías renovables y la producción nacional de equipamiento.

3. Estado del arte (casos de estudio)

3.1. Introducción Uno de los propósitos de la Revolución Energética que se desarrolla en Cuba, es el uso de fuentes renovables de energía, destacándose entre ellas en estos momentos, la biomasa, la energía eólica y la hidroenergía. Por tal motivo ha sido prioritaria la evaluación de estos recursos energéticos renovables en el país para conocer su potencial, así como los posibles sitios en los cuales es factible la ubicación de parques eólicos y plantas hidroeléctricas que puedan tributar al sistema eléctrico. Los Programas Eólico y de Hidroenergia en Cuba forman parte de la Revolución Energética y su objetivo principal es ahorrar combustible y disminuir la dependencia externa de los hidrocarburos. Una exitosa caracterización del potencial eólico se realiza en el país empleando hasta 86 modernas estaciones automáticas sobre mástiles de 50 m de altura, con mediciones durante más de 2 años en zonas de alto interés. Se han identificado y caracterizado hasta hoy, 14 zonas de alto interés para desarrollar parques eólicos, concentradas próximas a la costa norte de las regiones Central y Oriental donde se pudieran desplegar entre 600 y 1000 MW, obteniendo rendimientos anuales superiores a 2500 horas a 50 m de altura (equivale a factores de capacidad promedio anual superiores a

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28.5 %) (Soltura et. al., 2011). Debido a la trascendencia que tuvo en el país la instalación del parque eólico Gibara I, de gran perspectiva para el aprovechamiento de potencial, se fundamenta su selección como primer caso de estudio. El otro caso de estudio seleccionado fue la pequeña planta de hidroenergía “Nueva Mundo” ubicada en Municipio de Moa, provincia de Holguín, ya que se incluye en el trabajo realizado por el Instituto Nacional de Recursos Hidráulicos durante varios años en la identificación del potencial hidro-energético aprovechable del país. En ambos casos de estudio, los sistemas benefician al sistema eléctrico y permiten mitigar la emisión de gases contaminantes al medio ambiente.

3.2. Metodología

3.2.1. Fuentes de información Para el análisis, selección y descripción de los casos de estudio se utilizaron las siguientes fuentes de información:

• Entrevista con autoridades y especialistas de la Empresa de Ingeniería y Proyectos para la Electricidad (INEL) perteneciente a la Unión Eléctrica que participaron en la concepción de ambos proyectos.

• Se realizó una revisión bibliográfica para identificar aspectos técnicos, ambientales, sociales y económicos de los proyectos, en las siguientes fuentes de información:

" Página web de la Oficina Nacional de Estadísticas.

" Periódicos locales. En los periódicos locales se buscó información sobre la opinión local sobre el proyecto promovido y en general las condiciones en las localidades antes y después de la implementación del proyecto.

" Páginas web de otras instituciones nacionales e internacionales, como la MINBAS, CUBASOLAR y la OLADE, entre otros.

" Información de CUBAENERGIA

3.2.2. Criterios de Selección La selección de los casos de estudio se realizó en general considerando que de las tres fuentes renovables de energías con mayores perspectivas en el corto y mediano plazo son: eólica, hidráulica y biomasa. Las dos primeras son las que tiene los proyectos más exitosos y en operación. Además, las dos fuentes cuentan con propuestas de programas de desarrollo y sus proyectos pueden ser replicados en las provincias orientales y centrales del país, principalmente. Por otra parte, los proyectos escogidos muestran beneficios sociales y ambientales en

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los territorios donde fueron ejecutados. El Parque Eólico Gibara-1 ha generado más de 9,3 GWh sólo en el año 2010, ahorrando unas 2060 toneladas de combustible y evitando emitir a la atmósfera alrededor de 7400 toneladas de CO2. Emplea a 5 operadores y operarios técnicos, y hasta 10 personas en otras labores indirectas, en una zona con baja disponibilidad de empleos. También se tuvo en cuenta que existe infraestructura nacional mínima que soporta la introducción y el desarrollo propio de estas tecnologías (INEL, 2011). Adicionalmente se seleccionaron los casos en base a la disponibilidad de información para su estudio.

3.3. Parque Eólico Gibara I, Holguín El Parque Eólico Gibara I cuenta con 6 aerogeneradores de 850 kW para un total de 5.1 MW instalados. Tiene un voltaje de generación de 690 V. Los circuitos de salida del aerogenerador se conectan a través de un interruptor ubicado en la torre. Estos energizan un transformador con relación de transformación 0.69/34.5 kV. Los aerogeneradores que conforman el Parque Eólico, están separados una distancia aproximada de 150 m y en el centro de ellos se encuentra la Casa de Control Principal, que cuenta con un grupo de celdas con las siguientes funciones:

• Celda de interruptor, la cual permite el enlace con el sistema eléctrico • Celda con Transformador para Protección y Medición

3.3.1. Análisis de actores Los actores involucrados en este proyecto se muestran en la tabla siguiente:

Tabla 13. Actores Suministrador MADE, Firma suministradora Inversionista Empresa Eléctrica Provincial

Holguín/UNE/MINBAS Contratista Empresa Vértice / MICONS Constructor Empresa constructora ECOI 9 /MICONS Proyectista INEL/UNE/MINBAS

Fuente: Elaboración propia El uso de la electricidad generada por este parque está destinado fundamentalmente a la población cercana al mismo, pero como el parque se encuentra sincronizado al Sistema Eléctrico Nacional, en caso de excedente o déficit se entrega o se toma de la red nacional de distribución.

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3.3.2. Disponibilidad/potencial del recurso El litoral norte de Gibara, en la provincia de Holguín, sirve de emplazamiento de este parque eólico, donde el régimen de vientos es favorable para la instalación de este tipo de tecnología. En este lugar es viable el aprovechamiento de la energía cinética del aire porque los vientos alisios del noreste se superponen a los originados por el Anticiclón del Atlántico Norte o de las Azores-Bermudas, y a las brisas locales, soplando de forma sostenida a velocidades útiles para la generación. Los estudios preliminares confirmaron que en esta zona costera predominan vientos unidireccionales y vientos con rumbo predominante del noreste al sureste, con muy baja variabilidad, baja turbulencia, y con velocidad promedio anual de 6,8 m/s a 50 m de altura. Esta velocidad es muy superior a la velocidad de arranque de los aerogeneradores que es de 3,5 m/s. El potencial eólico técnicamente posible a instalar en la zona supera los 120 MW, y en la franja costera entre Gibara y la vecina ciudad de Puerto Padre, excede los 350 MW con velocidades promedios de 6,8 m/s y con un potencial eólico superior a los 500 MW. (Leiva, et al., 2011).

Tabla 14. Características técnicas del parque eólico Gibara 1 Característica Valor

Turbina MADE/Gamesa – España

Modelo de turbina G52-850 MW

Cantidad de turbinas 6

Altura de la torre 55 metros

Diámetro del rotor 52 metros

Velocidad de arranque 3 m/s

Velocidad de corte 21 m/s

Fuente: INEL, 2011.

3.3.3. Financiamiento El proyecto es 100% propiedad del estado cubano. El inversionista fue la Empresa Eléctrica Provincial Holguín/UNE/MINBAS con 100% financiamiento cubano. El contratista fue Vértice/MICONS, el constructor la empresa estatal de la provincia de Holguín ECOI 9, y el proyectista INEL/UNE/MINBAS.

3.3.4. Aspectos ambientales

Efectos meteorológicos sobre el microclima.

Se estima que la reducción de la velocidad del viento por los aerogeneradores tiene aproximadamente, las mismas consecuencias sobre el clima local que un grupo de árboles, no esperándose que se produzcan cambios significativos.

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Efectos sobre la fauna y flora.

El efecto más significativo está relacionado con el obstáculo que los rotores representan para el vuelo de las aves. Sin embargo, la experiencia obtenida hasta el momento ha demostrado que la probabilidad de choque es sumamente baja, debido a la rotación. Desde su puesta en marcha en febrero del 2008 se ha producido la colisión y muerte de 3 aves y 2 murciélagos.

Ruido

La intensidad del ruido generado por las máquinas eólicas ha sido investigada por la NASA mediante un prototipo de 100 kW. El estudio acústico abarcó un espectro de frecuencias comprendido en el rango de audición entre 15 y 20.000 Hz).

El nivel acústico medido cerca de la máquina fue de 64 dB para las frecuencias comprendidas en el rango audible, con un nivel de ruido de fondo de 52 dB, observándose que el ruido de la máquina es inaudible por encima del ruido de fondo a distancias del orden de 200 metros.

El ruido generado por una máquina de 2,5 MW a pie de torre es similar, en cuanto al tipo de intensidad, al de un automóvil circulando por una autopista, desapareciendo el ruido a una distancia relativamente pequeña de la máquina.

El ruido correspondiente a frecuencias inferiores al rango audible es producido por la circulación del aire sobre obstáculos como la torre y las palas, ruidos que pueden afectar a la salud ocasionando problemas respiratorios si se superan los 100 dB; las mediciones efectuadas no han sobrepasado los 75 dB.

Existe sin embargo otra experiencia, en una máquina de 2 MW en la que sí se han presentado ruidos molestos para los residentes en las inmediaciones, ligados a los fenómenos aeroacústicos antes mencionados. En dicha máquina, cuyo rotor está a sotavento de la torre, se produjo una interacción de muy baja frecuencia entre las palas y la torre, produciéndose ruidos por debajo del rango audible que han obligado a modificar el diseño del aerogenerador, reduciendo la velocidad periférica de las palas.

Este problema tiene menores probabilidades de presentarse en el caso de posicionar el rotor a barlovento, si bien se estima que se puede evitar su aparición, aun en el caso de estar posicionado a sotavento, en la fase de diseño. En el caso específico de Gibara, donde ya funcionan 2 parques eólicos, ambos con unidades de la gama de 800 kW y con altura de torre entre 52 y 55 m sobre el terreno, no se ha reportado ninguna afectación directa ni quejas de molestias por parte de vecinos o transeúntes. El parque reciente instalado (Gibara-2 de 4,5 MW) tiene su aerogenerador extremo de fila hacia el sur a 2,5 km de los límites del poblado (INEL, 2011).

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Interferencias con ondas de televisión y radiocomunicaciones.

Las palas del aerogenerador pueden reflejar las ondas electromagnéticas, pero se estima poco probable que produzcan interferencias en las señales de radio y navegación salvo a distancias pequeñas de la máquina. La señal de televisión puede quedar afectada a distancias de unos centenares de metros e, incluso, hasta 1 ó 2 km.

Esto puede ocurrir si la máquina está emplazada a gran altura y si los receptores de televisión reciben normalmente señales débiles, debido a la distancia o a efectos de blindaje causados por el terreno sobre la estación de televisión. Las posiciones relativas de la estación, el receptor y la máquina tienen también su influencia (www.ciencias.holguin.cu/2009/Noviembre/articulos/ARTI8.htm).

Emisión de gases contaminantes

La Energía generada por los parques eólicos instalados en Gibara en Holguín, permitió aliviar al medio ambiente de la emisión de gases contaminantes. Como resultado se ha dejado de emitir a la atmosfera 13750 toneladas de CO2 anualmente desde que se inauguró en el año 2008 por concepto de la generación de 11 GWh/año (Leiva et al, 2011).

3.3.5. Replicabilidad La replicabilidad de este parque se basa en los siguientes elementos: 1. La gama de potencia de 800 kW (en la que se incluyen las unidades de Gibara-1) es

comercialmente madura, se halla disponible y varios autores señalan que a pesar del crecimiento de potencia unitaria comercial promedio, esta gama parece tener perspectivas de continuar en el mercado por un período significativo, por la relativamente baja exigencia de condiciones logísticas especiales para su transportación y montaje.

2. Las máquinas de Clase I instaladas probaron resistir satisfactoriamente los vientos extremos causados por un huracán de Categoría 3 en el límite superior de 209 km/h (Huracán Ike, Septiembre 2008). Se valora la posibilidad de emplear unidades de Clase II o incluso III por la baja probabilidad de ocurrencia de huracanes de gran intensidad en la región del parque. De hecho el Parque Eólico Gibara-2 utiliza ya unidades de Clase II (menos de 177 km/h).

3. La gama de potencia de 800 kW tiene una ocupación efectiva de terreno baja (si se compara con unidades de mediana – baja potencia) y permite alcanzar la instalación de una densidad de potencia por unidad de superficie (MW/km2) técnica y económicamente interesante, para desplegar una potencia significativa (hasta 120 MW previstos en la zona de Gibara) con una extensión relativamente pequeña y un uso efectivo o afectación permanente de terreno muy bajo (menos de 1,02% de la extensión total del parque.

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4. El empleo de la tecnología de velocidad variable, con velocidades de rotación bajas a medias, y la conexión a red a través de un convertidor electrónico, aseguran brindar un servicio eléctrico de alta calidad compatible con las exigencias del SEN, por cuanto estas máquinas pueden regular potencia activa y reactiva, voltaje y frecuencia, así como sobrepasar huecos de tensión con duración de hasta 500 milisegundos.

5. La baja velocidad de rotación además, reduce los riesgos de colisiones de las aves migratorias con las palas, reduciendo la afectación ambiental, y brindan una imagen de giro armónico y no intrusivo al observador.

3.3.6. Lecciones aprendidas

Tras el análisis del caso presentado, se pueden determinar las siguientes como lecciones aprendidas.

1. Existe la necesidad de gestionar proyectos de mayor potencia total para optimizar sus indicadores económico-financieros y la organización de la logística de la construcción, transportación y montaje tecnológico.

2. Existe la necesidad de evaluar cuidadosamente condiciones naturales que pueden afectar al funcionamiento y durabilidad de los parques eólicos. Entre estos están la agresividad corrosiva en clima tropical húmedo con características de alta exposición marina; riesgos de inundaciones costeras provocadas por marejadas de tormentas y huracanes; riesgos de afectaciones por tormentas eléctricas; riesgos de inestabilidad geológica causada por las estructuras geológicas de la región y por hallarse en una región de riesgo sísmico moderado.

3. Hay la necesidad de evaluar cuidadosamente la densidad y disposición de las filas de parques eólicos atendiendo a las características de los flujos de aves migratorias por una región de interés para desarrollos eólicos, con el fin de minimizar los impactos causados por la interferencia de los rotores de los aerogeneradores al vuelo de aves migratorias.

4. Se debe de elevar la participación de la ingeniería nacional en la contratación del equipamiento tecnológico en apoyo a los especialistas comerciales y legales, para mejorar las especificaciones técnicas, las cláusulas de responsabilidades, certificaciones, garantías, alcance de suministros y de repuestos.

5. Hay espacio para perfeccionar la preparación técnica previa de los constructores, montadores tecnológicos, operadores y operarios, para lograr alta calidad en las obras y en la operación y mantenimiento de los parques eólicos. Asimismo, existe la necesidad de adiestramiento específico en las tecnologías a explotar, y de hacer una recalificación periódica a partir de las experiencias propias y de otros en la operación de dicha tecnología o de otras similares.

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3.3.7. Fotos del proyecto Gibara I

Imagen 4. Aerogeneradores del Proyecto eólico Gibara I Fuente: Elaboración INEL.

Imagen 5. Instalaciones complementarias del Proyecto eólico Gibara I Fuente: Elaboración INEL.

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Imagen 6. Proyecto eólico Gibara I Fuente: Elaboración INEL.

3.4. Hidroeléctrica “Nueva Mundo”, Moa, Holguín

Imagen 7. Pequeña Central Hidroeléctrica “Nueva Mundo”, Moa, Holguín

Fuente: Elaboración INEL.

3.4.1. Descripción de la instalación La pequeña central eléctrica (PCH) “Nueva Mundo” es de procedencia china y está ubicada en el municipio de Moa provincia de Holguín. La PCH está constituida por dos turbinas hidráulicas tipo Francis horizontal acopladas a dos generadores sincrónicos de 1 MW con 88 % de eficiencia.

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La PCH se encuentra emplazada según se clasifican las centrales hidroeléctricas por su emplazamiento a pie de presa o de reserva. En la Fig. 21 se muestra este tipo de emplazamiento que permite el aprovechamiento de forma tal que existe la posibilidad de construir un embalse en el cauce del río para almacenar las aportaciones de éste, además del agua procedente de las lluvias. El agua almacenada es utilizada según la demanda y se deriva mediante unas tuberías de aproximación hasta la sala de turbinas y el flujo de caudal a la entrada de la turbina es controlado por válvulas de mariposa que sirven para regular la velocidad y actúa también para efectuar el cierre rápido. La característica principal de este tipo de instalaciones es que cuentan con la capacidad de regulación de los caudales de salida del agua, que será turbinada en los momentos que se precise. Esta capacidad de controlar el volumen de producción se emplea en general para proporcionar energía durante las horas pico de consumo. En el edificio central hay habitación donde están situados las turbinas y otra para los instrumentos de control y operación de la misma. También, hay un cuarto de uso de planta y una subestación eléctrica conectada a una línea de 13, 2 kV de aproximadamente 17 km. El objetivo fundamental de la presa es la hidroeléctrica, pero también se utiliza para el suministro de agua a la población y al complejo minero de Moa.

Figura 21. Emplazamiento de una hidroeléctrica a pie de presa o de reserva. Fuente: INEL y CUBAENERGIA, 2011.

3.4.2. Análisis de actores En este proyecto el actor principal fue la Empresa de Hidroenergía perteneciente a la Unión Eléctrica del Ministerio de Industria Básica, que interviene en todas las fases del proyecto, desde el diseño hasta su operación pasando por su gestión y promoción. Otros actores fueron la Empresa Constructora Integral 3 (ECI 3) de Moa, quien ejecutó la obra y la Organización Básica Eléctrica (OBE), municipal quien realizó la ejecución de las líneas eléctricas.

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El principal beneficiario es la población asentada cerca de la central hidroeléctrica que recibe la electricidad a través del Sistema Eléctrico Nacional. Esta hidroeléctrica adicionalmente en situación excepcional, puede brindar servicio aislado o en microsistemas.

3.4.3. Financiamiento La central hidroeléctrica ha sido financiada con crédito concedido por la República Popular China y es propiedad del estado cubano. El monto total de la inversión fue de USD 6,4 millones (Garay, 2011).

3.4.4. Disponibilidad/potencial del recurso El Instituto Nacional de Recursos Hidráulicos ha trabajado durante varios años en la identificación del potencial hidro-energético aprovechable del país, estudiando los principales ríos de Cuba y realizando estudios de factibilidad del aprovechamiento hidro-energético de las presas construidas. Se estima un potencial hidráulico de más de 848 MW de los cuales al momento, 62 MW están instalados en pequeñas centrales hidroeléctricas similares a la de Moa (Presa, 2011).

3.4.5. Aspectos ambientales Para este tipo de instalación la Ley 81 del Medio Ambiente establece que es necesario emitir una licencia ambiental, aspecto que fue cumplimentado satisfactoriamente, así como permiso local del Instituto de Planificación Física (IPF) e INRH. Como resultado de este proyecto se ha dejado de emitir a la atmósfera 11200 toneladas de CO2 anualmente por concepto de la generación de 14 GWh /año (Garay, 2011).

3.4.6. Replicabilidad El amplio programa hidráulico desarrollado en Cuba durante los últimos años constituye un soporte de gran importancia para el aprovechamiento hidro-energético, pues si se evalúa una hidroeléctrica en su conjunto, la presa representa en la mayoría de los casos, más del 60% de la inversión y en las ya construidas, esto constituye una gran ventaja (Garay, 2011).

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3.4.7. Fotos de Hidroeléctrica de Moa, Holguín

Imagen 8. Obra de toma de la presa. La misma presenta buen estado técnico y su hidromecanismo esta certificado, en operación.


Imagen 9. Tubería de presión con las pruebas hidráulicas realizadas.


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Imagen 10. Subestación eléctrica de 13,2 / 6,3 kV a 2500 KVA, está certificada.


Imagen 11. Casa de máquinas


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Imagen 12. Regulador de velocidad


Imagen 13. Cuarto de compresores


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Imagen 14. Canal de salida


Imagen 15. Comunicaciones. Existe la comunicación por radio con el despacho.


3.5. Entrevista a los encargados del proyecto eólico Gibara I en la provincia de Holguín

1. ¿Cómo se originó el proyecto: es parte de una iniciativa nacional, internacional, participó alguna universidad u organización no gubernamental, es una demanda

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de la sociedad local, o es el resultado de algún compromiso de la campaña electoral? El Parque Eólico Gibara-1 ubicado al norte de la provincia de Holguín, es resultado de una iniciativa nacional del Estado Cubano como parte del sub-programa de Desarrollo Eólico en el marco más general del Programa de Aprovechamiento de las Fuentes Renovables de Energía. La gerencia del proyecto, incluyendo la contratación del equipamiento y servicios técnicos, las obras y logística fue encargada a la Unión Eléctrica (UNE), que designó como Inversionista a la Empresa Eléctrica Provincial de Holguín.

2. ¿Qué barreras se enfrentaron para su implementación: legales, financieras, tecnológicas, sociales, otras? Barreras legales: Carencia de una legislación específica que identifique las restricciones aplicables a las fuentes renovables, y a la eólica en particular, en lo referido a la asignación y ocupación de terrenos, vinculaciones e interrelaciones con otros usos del terreno, y exigencias de medidas preventivas sobre impactos ambientales. Ausencia de la figura de unidad generadora con energía eólica, en el contexto de la Ley Eléctrica Cubana, que establezca claramente las exigencias aplicables a los parámetros operacionales de la instalación para asegurar su compatibilidad con la red eléctrica nacional a la que se conecta. Barreras financieras: Complejidades para establecer la estructura de financiamiento a los diferentes actores del proceso inversionista, que crearon algunos retrasos en contrataciones internas y pagos a proveedores de servicios. Barreras tecnológicas: Insuficiente conocimiento de la tecnología adquirida (aerogeneradores de velocidad variable con paso de palas variable) e insuficiente adiestramiento del personal de montaje, de operación y mantenimiento, tanto previo a la ejecución del proyecto como durante su puesta en marcha. Insuficiente conocimiento de los riesgos naturales de la zona de emplazamiento, que causó la ubicación de los aerogeneradores demasiado próximos a la línea de costa, provocando afectaciones permanentes por corrosión debida a la influencia directa de aerosoles marinos y el complejo humedad-temperatura; afectaciones a las bases por inundaciones costeras moderadas; afectaciones al centro de control por impactos de marejadas de tormenta causados por el huracán Ike (septiembre 2008). Selección no optimizada de la clase y modelo de aerogenerador usado en el proyecto, por desconocerse para la región al momento de la decisión, el nivel de riesgo de afectaciones por huracanes de gran intensidad. Las máquinas empleadas son de Clase I-a, cuyo rendimiento es inferior a las posibles a usar de Clase II-a.

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3. ¿Cómo se logró el financiamiento: de fondos públicos nacionales (federales,

estatales, del municipio), de la iniciativa privada (nacional o internacional), de la ayuda internacional? Todo el financiamiento del proyecto proviene de fondos públicos nacionales administrados y asignados por el Estado Cubano.

4. ¿Cuál ha sido la participación de la población en el proyecto, se consultó con la población la implementación del proyecto, tuvo aceptación social, hubo alguna suerte de protesta social? No se tuvo participación directa de la población en este proyecto, pero en diferentes foros se ha tenido aceptación del mismo, a partir de haberse documentado a la población que este parque eólico aporta cerca del 20% de la demanda eléctrica del Municipio Gibara y casi el 60% de la demanda de la ciudad cabecera, y que no provoca afectaciones ambientales, impactos por ruido o visuales perceptibles para la población.

5. ¿Cómo se obtuvo el predio donde se realiza el proyecto, es propiedad del municipio, se expropió, lo donaron ejidatarios? Los terrenos donde se encuentra instalado son propiedad del Estado, que los cedió en calidad de usufructo gratuito en interés público. No se afectó ninguna parcela habitada ni cultivada por privados o entidades estatales.

6. ¿Cuáles fueron los actores clave y qué papel tuvieron en desarrollo del proyecto (desarrollador de proyectos, el presidente municipal, el cabildo, ONGs, sociedad civil)? Suministrador MADE, España Inversionista Empresa Eléctrica Provincial Holguín / UNE / MINBAS Contratista Empresa Vértice / MICONS Constructor Empresa constructora ECOI 9 /MICONS Proyectista INEL (Empresa de Ingeniería y Proyectos para la Electricidad) /

UNE / MINBAS

7. ¿Cuáles son las características principales del proyecto: tipo de financiamiento, tipo de inversionistas, compromisos financieros adquiridos u otros para el municipio, socios del proyecto, porcentaje de energía eléctrica que compra el municipio y los ahorros económicos que representa? El proyecto contó con fuentes de financiamiento del Estado Cubano, y no se estableció ninguna sociedad mercantil para su ejecución y explotación, que está a cargo de la UNE por encargo del Estado Cubano. Toda la energía que genera el parque se tributa a la red del Sistema Eléctrica Nacional (SEN) y las demandas

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del municipio se comercializan según el régimen de tarifas establecido sin diferenciación de su origen. El parque eólico aportó en 2010 ahorros equivalentes a 2061,7 ton de fuel oil, con un valor económico equivalente a 783446 Pesos Convertibles (CUC) por desplazamiento de consumos de combustible fósil para generación convencional.

8. Además de la generación de energía ¿qué otros beneficios tiene el proyecto para la sociedad, se generarán empleos locales, de dónde provienen los equipos y materiales del proyecto, se prevé capacitación o talleres para la población? Los beneficios identificados son: • La reducción de consumos de combustible fósil para la generación

convencional equivalente. • La reducción proporcional de emisiones de gases de efecto invernadero.

9. ¿Cuál es la fiabilidad de la electricidad producida por el proyecto? ¿se tienen apagones frecuentes?

La fiabilidad del funcionamiento del parque eólico ha sido alta, y de modo correspondiente ha sido alta la fiabilidad de su suministro de electricidad al sistema eléctrico. Las averías asociadas a los daños causados por el huracán Ike fueron resueltas en tiempo menor que el restablecimiento completo de la red eléctrica regional. Otras averías menores han sido resueltas con bajo impacto sobre la fiabilidad del funcionamiento y capacidad general de suministro prevista. Los apagones que ocurren a nivel local se relacionan con averías de las redes de distribución debidas a la alta corrosión y otros efectos de la salinidad propia de la región costera.

3.6. Lecciones aprendidas La experiencia obtenida en estas inversiones ha sido de gran valor para la terminación y puesta en marcha de otras, como Bueycito en Granma y Piloto en Pinar del Río. También se obtuvo experiencia en la ubicación de la casas de maquinas y factibilidad de ejecución de PCH por su ubicación. Es importante resaltar el bajo nivel de automática de estas centrales terminadas, lo que ocasiona entre otras cosas, una sobre dimensión de la parte civil y una operación no acorde con la exigencia actual. En estos momentos se trabaja con una planta mecánica del Villa Clara perteneciente al Ministerio de la Industria Sideromecánica (SIME) para la producción nacional de nuevos prototipos de turbinas para sustituir las existentes con más de 30 años de explotación. Asimismo existe un programa para la automatización de las mini y micro centrales hidroeléctricas aisladas. Con la Unidad Empresarial de Base de Grupos Electrógenos y Servicios Eléctricos (GEYSEL) se trabaja en la automatización de las

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centrales conectadas al SEN para la transmisión de datos en tiempo real. Los proyectos de energía renovables deben de ser parte de los programas o de las políticas del gobierno nacional y local.

3.7. Conclusiones Ambos proyectos forman parte de la Revolución Energética iniciada en el 2005, para el aprovechamiento de las fuentes de energía hidráulica y eólica. Los proyectos son representativos de las posibilidades reales para la utilización de las fuentes de energías renovables en Cuba, con costos relativamente competitivos comparados con otras fuentes de energía. En los dos proyectos se contó con apoyo político y económico del gobierno cubano. El financiamiento provino de recursos propios así como de un crédito de la República Popular China. Las lecciones aprendías comunes para los dos proyectos, en la ejecución, se pueden resumir en las siguientes:

• Se adquirió nuevas e importantes experiencias en la organización y logística de este tipo de inversión.

• Se aceleró la formación de especialistas para asimilar las tecnologías.

• Se adquirieron nuevas experiencias referidas a la operación y mantenimiento de

estos tipos de instalaciones.

• Se adquirió experiencia ante la amenaza de huracanes para prevenir y atenuar el efecto de los mismos sobre estas tecnologías.

Similarmente, los factores de éxito comunes de los casos analizados sugieren que la replicabilidad de los proyectos de energía renovables analizados, se garantiza si:

• Los proyectos de energía renovables forman parte de programas o de políticas del gobierno nacional y local.

• Se eleva la participación de la ingeniería nacional en la contratación del

equipamiento tecnológico en apoyo a los especialistas comerciales y legales, para mejorar las especificaciones técnicas, las cláusulas de responsabilidades, certificaciones, garantías.

• Se evalúan cuidadosamente las condiciones naturales que pueden afectar al

funcionamiento y durabilidad de las instalaciones. Estas incluyen la agresividad corrosiva en clima tropical húmedo; riesgos de inundaciones provocadas por tormentas y huracanes; riesgos de afectaciones por tormentas eléctricas; riesgos

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de inestabilidad geológica causada por las estructuras geológicas de la región y por hallarse en una región de riesgo sísmico moderado.

• Se perfecciona la preparación técnica previa de los constructores, montadores

tecnológicos, operadores y operarios, para lograr alta calidad en las obras y en la operación y mantenimiento.

• Se cuenta con un adiestramiento específico en las tecnologías a explotar, y de

recalificación periódica a partir de las experiencias propias y de otros en la operación de dicha tecnología o de otras similares.

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Referencias Balboa, A. Cuba. Fuentes renovables de energía, marzo 2011. II Encuentro Técnico. Observatorio de energías renovables para América Latina y el Caribe, Asunción, Paraguay, 29/03/2011. CECM, 2002. Acuerdo No. 4604 del Comité Ejecutivo del Consejo de Ministros.

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Gaceta Oficial de la República de Cuba, Ley 1287/1975. Ley Eléctrica (http://www.gacetaoficial.cu/)

Gaceta Oficial de la República de Cuba, Ley 77/1995. Ley de la Inversión Extranjera (http://www.gacetaoficial.cu/)

Gaceta Oficial de la República de Cuba, Ley 81/1997. Ley de Medio Ambiente (http://www.gacetaoficial.cu/)

Gaceta Oficial de la República de Cuba, Decreto Ley 138/1993. Aguas terrestres (http://www.gacetaoficial.cu/)

Gaceta Oficial de la República de Cuba, Decreto Ley 200/ 1999. De las Contravenciones en Materia de Medio Ambiente (http://www.gacetaoficial.cu/)

Gaceta Oficial de la República de Cuba, Decreto Ley 201/ 1999. Del Sistema Nacional de Áreas Protegidas (http://www.gacetaoficial.cu/)

Gaceta Oficial de la República de Cuba, Resolución 114/1990 del Instituto Nacional de

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Gaceta Oficial de la República de Cuba, Resolución 91/2006 del Ministerio de Economía y Planificación (http://www.gacetaoficial.cu/) Gaceta Oficial de la República de Cuba, Resolución 40/2007 del Ministerio de Ciencia, Tecnología y Medio Ambiente (http://www.gacetaoficial.cu/)

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Anexo A Resolución 28/2011, MFP: Tarifas eléctricas para el sector no residencial. A-1. TARIFA DE ALTA TENSIÓN. $ 6.00 mensual por cada kW de demanda contratada durante el horario pico, comprendido entre las 17:00 y las 21:00 horas. Por cada kWh consumido en el horario pico: (0.048 $/kWh * K + 0.0342 $/kWh) * Consumo pico en kWh Por cada kWh consumido en el horario del día: (0.024 $/kWh * K + 0.0342 $/kWh) * Consumo día en kWh Por cada kWh consumido en el horario de la madrugada: (0.016 $/kWh * K + 0.0342 $/kWh) * Consumo madrugada en kWh Donde el factor K es de 4.2143, el que constituye un coeficiente de ajuste de las tarifas por variaciones de precios mayoristas de los combustibles utilizados en la generación de electricidad y cambios en la participación de cada tipo de combustible en la estructura de generación. A-2. TARIFA DE ALTA TENSIÓN PARA COGENERADORES. Por cada kWh consumido en el horario pico: (0.048 $/kWh * K + 0.0466 $/kWh) * Consumo pico en kWh Por cada kWh consumido en el horario del día: (0.024 $/kWh * K + 0.0466 $/kWh) * Consumo día en kWh Por cada kWh consumido en el horario de la madrugada: (0.016 $/kWh * K + 0.0466 $/kWh) * Consumo madrugada en kWh M1-A. TARIFA DE MEDIA TENSIÓN CON ACTIVIDAD CONTINUA. $ 7.00 mensual por cada kW de máxima demanda contratada en el horario comprendido entre las 17:00 y las 21:00 horas. Por cada kWh consumido en el horario pico: (0.0481 $/kWh * K + 0.064 $/kWh) * Consumo pico en kWh Por cada kWh consumido en el horario del día: (0.0241 $/kWh * K + 0.064 $/kWh) * Consumo día en kWh Por cada kWh consumido en el horario de la madrugada: (0.0161 $/kWh * K + 0.064 $/kWh) * Consumo madrugada en kWh M1-B. TARIFA DE MEDIA TENSIÓN CON ACTIVIDAD ENTRE 12 Y 19 HORAS DIARIAS.

$ 7.00 mensual por cada kW de máxima demanda contratada en el horario comprendido entre las 17:00 y las 21:00 horas. Por cada kWh consumido en el horario pico: (0.0481 $/kWh * K + 0.064 $/kWh) * Consumo pico en kWh Por cada kWh consumido en el resto del día: (0.021 $/kWh * K + 0.064 $/kWh) * Consumo del resto del día en kWh

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M1-C. TARIFA DE MEDIA TENSIÓN CON ACTIVIDAD INFERIOR A 12 HORAS DIARIAS. $7.00 mensual por kW de máxima demanda contratada en cualquier período del día. Por cada kWh consumido en cualquier momento del día: (0.0254 $/kWh * K + 0.064 $/kWh) * Consumo en cualquier momento kWh M1-D. TARIFA DE MEDIA TENSIÓN PARA SERVICIOS DE 34.5 kV, PRÓXIMOS A SUBESTACIONES DE 110 Y 220 kV. $ 6.00 mensual por cada kW de demanda contratada durante el horario pico, comprendido entre las 17:00 y las 21:00 horas. Por cada kWh consumido en el horario pico: (0.048 $/kWh * K + 0.0342 $/kWh) * Consumo pico en kWh Por cada kWh consumido en el horario del día: (0.024 $/kWh * K + 0.0342 $/kWh) * Consumo día en kWh Por cada kWh consumido en el horario de la madrugada: (0.016 $/kWh * K + 0.0342 $/kWh) * Consumo madrugada en kWh M3-A. TARIFA DE MEDIA TENSIÓN PARA REGADÍOS AGROPECUARIOS CON UN REGISTRO DE ENERGÍA. Por cada kWh consumido en cualquier momento del día: (0.0254 $/kWh * K + 0.0638 $/kWh) * Consumo cualquier momento del día kWh. M3- B. TARIFA DE MEDIA TENSIÓN PARA REGADÍOS AGROPECUARIOS CON TRES REGISTROS DE ENERGÍA. Por cada kWh consumido en el horario pico: (0.0481 $/kWh * K + 0.0638 $/kWh) * Consumo pico en kWh Por cada kWh consumido en el horario del día: (0.0241 $/kWh * K + 0.0638 $/kWh) * Consumo día en kWh Por cada kWh consumido en el horario de la madrugada: (0.0161 $/kWh * K + 0.0638 $/kWh) * Consumo madrugada en kWh M-4. TARIFA DE MEDIA TENSIÓN PARA COGENERADORES INDUSTRIALES. Por cada kWh consumido en el horario pico: (0.0481 $/kWh * K + 0.098 $/kWh) * Consumo pico en kWh Por cada kWh consumido en el horario del día: (0.0241 $/kWh * K + 0.098 $/kWh) * Consumo día en kWh Por cada kWh consumido en el horario de la madrugada: (0.0161 $/kWh * K + 0.098 $/kWh) * Consumo madrugada en kWh B-1 TARIFA GENERAL DE BAJA TENSIÓN. Por cada kWh consumido en cualquier horario: (0.02931 $/kWh * K + 0.1131 $/kWh) * Consumo del período en kWh E - 1. TARIFA EVENTUAL PARA CONSUMOS DE HASTA 90 DÍAS.

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$ 2.00 diario por cada kW o fracción de carga conectada. C-2 TARIFA DE COMPRA DE ENERGÍA PARA LOS SERVICIOS CON GRUPOS ELECTRÓGENOS DE EMERGENCIA, QUE TIENEN CONTRATO DE ENTREGA DE ELECTRICIDAD A LÍNEAS DE LA UNIÓN ELÉCTRICA. Por cada kWh entregado a las líneas de la UNE en cualquier horario del día: (0.121 $/kWh * KGEE) * Entrega en cualquier horario del día en kWh Donde: KGEE = Precio de la tonelada de diesel del período (CUC/ton ó CUP/ton) 550 (CUC/ton ó CUP/ton)

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