Guide shp es_02 (1)

Guía para el desarrollo de una pequeña central hidroeléctrica ESHA - 2006

CAPITULO 6. EQUIPOS ELECTROMECANICOS 6 EQUIPOS ELECTROMECANICOS ........................................................................168

6.1 Casa de maquinas .......................................................................................168

6.2 Turbinas hidráulicas ....................................................................................170

6.2.1 Tipos y configuraciones ...............................................................170 6.2.2 Velocidad específica y semejanza ...............................................181

6.2.3 Diseño preliminar .........................................................................185 6.2.4 Criterios para la selección de la turbina .......................................188 6.2.5 Rendimiento de las turbinas .........................................................194

6.3 Multiplicadores de velocidad ......................................................................196

6.3.1 Tipos de multiplicadores.............................................................. 197 6.3.2 Diseño de multiplicadores ............................................................198 6.3.3 Mantenimiento .............................................................................199

6.4 Generadores. ...............................................................................................199

6.4.1. Disposición del generador respecto a la turbina .........................200 6,4.2 Excitatrices ...................................................................................201 6.4.3 Regulación de tensión y sincronización. ......................................202

6.5 Control de la turbina ...................................................................................202 6.6 Equipos de sincronización y protección eléctrica. ......................................206 6.7 Telecontrol ..................................................................................................207 6.8 Equipo eléctrico auxiliar .............................................................................209

6.8.1 Transformador de servicio ...........................................................209 6.8.2 Suministro de corriente continua para el sistema de control .......209 6.8.3 Registro de niveles - cámara de carga y canal de descarga - .......209 6.8.4 Subestación exterior .....................................................................210

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LIST OF FIGURES Figura 6.1: Vista esquemática de una central de baja altura de salto. ............................... 168 Figura 6.2: Vista esquemática de una central – Saltos medios y altos ..................................... 169 Figura 6.3: Esquema de un aprovechamiento hidroeléctrico y secciones de medida................ 171 Figura 6.4: Sección transversal de una tobera con deflector... .................................................. 172 Figura 6.5: Vista de una Pelton de dos toberas horizontal................................................. 172 Figura 6.6: Esquema de la disposición tobera-alabes en una Pelton ....................................... 173 Figura 6.7: Esquema de una turbina Turgo .............................................................................. 173 Figura 6.8: Esquema de una turbina de flujo transversal ......................................................... 174 Figura 6.9: Esquema de funcionamiento de los alabes directores. ........................................... 175 Figura 6.10: Vista de una Turbina Francis. ............................................................................... 176 Figura 6.11: Energía cinética a la salida del rotor .................................................................... 176 Figura 6.12: Esquema de una Kaplan vertical de doble regulación ......................................... 177 Figura 6.13: Sección transversal de una turbina bulbo ............................................................ 178 Figura 6.14: Sección transversal de una turbina Kaplan vertical ............................................. 179 Figura 6.15: Sección transversal de una turbina Kaplan inclinada con sifón ........................... 179 Figura 6.16: Sección transversal de una turbina Kaplan invertida con sifón ............................ 165 Figura 6.17: Sección transversal de una turbina Kaplan inclinada con reenvío a 90º. ............. 180 Figura 6.18: Sección transversal de una turbina Kaplan en S .................................................. 180 Figura 6.19: Sección transversal de una turbina Kaplan inclinada con reenvío a 90º. ............. 180 Figura 6.20: Sección transversal de una turbina Kaplan inclinada en pozo ............................. 180 Figura 6.21: Perfil de los rodetes en función de su velocidad específica. ................................ 183 Figura 6.22: Correlación entre altura de salto neta Hn y velocidad específica ηQE.. ................. 184 Figura 6.23: Características de la tobera .................................................................................. 186 Figura 6.24: Sección transversal de un rodete Francis ............................................................. 186 Figura 6.25: Sección transversal de una Kaplan ...................................................................... 186 Figura 6.26: Envolvente operativa de 3 tipos de turbinas. ....................................................... 190 Figura 6.27: Limites de cavitación ........................................................................................... 193 Figura 6.28: Vista esquemática de pérdidas en un aprovechamiento........................................ 195 Figura 6.29: Rendimientos en función del caudal de diseño. ................................................... 195 Figura 6.30: Resultados de la medida de rendimientos en dos turbinas ................................... 196 Figura 6.31: Multiplicador de ejes paralelos ............................................................................ 197 Figura 6.32: Multiplicador de engranajes cónicos ................................................................... 197 Figura 6.33: Multiplicador de correa plana .............................................................................. 198 Figura 6.34: Generador directamente acoplado a una Kaplan de eje vertical .......................... 201 Figura 6.35: Regulador de bolas y servomotor ........................................................................ 204 Figura 6.36: Esquema unifilar .................................................................................................. 206 Figura 6.37 medida de niveles de agua ................................................................................... 210 . LISTA DE TABLAS Tabla 6.1: Configuraciones con turbina Kaplan. ...................................................................... 179 Tabla 6.2: Correlación entre velocidad específica y altura de salto neto ................................. 183 Tabla 6.3: Rango de velocidades específicas para cada tipo de turbina ................................... 184 Tabla 6.4: Horquilla de salto en metros ................................................................................... 188 Tabla 6.5: Sensibilidad a variaciones de salto y caudal ........................................................... 189 Tabla 6.6: Velocidad de sincronismo de los generadores ........................................................ 193 Tabla 6.7: Relación entre velocidad de rotación y de embalamiento....................................... 194 Tabla 6.8: Rendimientos típicos de pequeñas turbinas ............................................................ 196 ...

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LISTA DE FOTOS Foto 6.1 Perspectiva de una mini-central típica ...................................................................... 169 Foto 6.2: Turbina Pelton vertical de cuatro toberas............................................ ...................... 172 Foto 6.3: Turbina Francis de eje horizontal……. ..................................................................... 174 Foto 6.4: Accionamiento del distribuidor de una turbina Francis de eje horizontal. ............... 175 Foto 6.5: Rodete de una turbina Francis .................................................................................. 175 Foto 6.6: Turbinas Kaplan en sifón........................................................................................... 181 Foto 6.7: Turbina Kaplan montada en el extremo de un sifón ................................................. 181 Foto 6.8: Central hidráulica para el servomotor ....................................................................... 194 Foto 6.9: Subestación ubicada en la casa de máquinas ............................................................ 210

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6 EQUIPOS ELECTROMECANICOS1

En este capitulo se describe el equipo electro-mecánico, se dan algunas reglas preliminares para su diseño y se exponen los criterios utilizados para su selección. Para obtener más información técnica se recomienda consultar los libros de L. Vivier2, J. Raabe3

y otras publicaciones4, 5, 6, 7, 8, 9, 10.

6.1 Casa de maquinas En un aprovechamiento hidroeléctrico, la casa de máquinas tiene como misión proteger el equipo electro-hidráulico que convierte la energía potencial del agua en electricidad, de las adversidades climatológicas. El número, tipo y potencia de las turbinas, su disposición con respecto al canal de descarga, la altura de salto y la geomorfología del sitio, condicionan la topología del edificio. Como se observa en las figuras 6.1 y 6.2, la casa de maquinas puede albergar los equipos siguientes:

• Compuerta o válvula de entrada a las turbinas • Turbinas • Multiplicadores (si se necesitan) • Generadores • Sistemas de control • Equipo eléctrico • Sistemas de protección • Suministro de corriente continua (control y emergencias) • Transformadores de potencia e intensidad • Etc.

Figura 6.1: Vista esquemática de una central de baja altura de salto.

La figura 6.1 muestra un esquema de una casa de maquinas con toma de agua, integrada con el azud y las rejillas, alojando una turbina Kaplan, de eje vertical,

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acoplada directamente a un generador, el tubo difusor y el canal de retorno, de uso frecuente en aprovechamientos de muy baja altura de salto. Para mitigar el impacto visual y sónico, la casa de maquinas, como se ve en el capitulo 1, figura 1.6, puede estar enteramente sumergida

Figure 6.2: Vista esquemática de una central – Saltos medios y altos

En los aprovechamientos de montaña, en los que el salto es mediano o grande, las casas de maquinas son más convencionales (ver figura 6.2) con una entrada de la tubería forzada y un canal de retorno. La casa de maquina puede estar ubicada en el interior de una cueva, y eventualmente, aunque no es corriente, puede estar sumergida en el agua.

Foto 6.1: Perspectiva de una mini-central típica

La casa de máquinas puede estar instalada al pie de una presa construida para crear un embalse multiusos, entre los que el de generación de energía no es prioritario. La figura

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1.4, en el capitulo 1, muestra esta configuración, Como veremos en el capitulo 6.1.1.2, algunas configuraciones de turbinas permiten eliminar por completo la superestructura, o reducir la cubrición a la protección del equipo eléctrico y de control. Integrando turbina y generador en una carcasa impermeable (bulbo), esta puede sumergirse en el curso del agua y eliminar así la casa de maquinas. 6.2 Turbinas hidráulicas Una turbina hidráulica tiene por objeto transformar en energía rotacional la energía potencial del agua. Aunque en este manual no se definen reglas para el diseño de las turbinas (un papel reservado a los fabricantes) hemos considera oportuno suministrar algunos criterios para la selección del tipo de turbina más conveniente en cada caso e incluso suministrar formulas para determinar sus dimensiones fundamentales. Estos criterios y esas formulas están basados en los trabajos de Siervo y Lugaresi11, Siervo y Leva12 13, Lugaresi y Massa14 15, Austerre y Verdehan16, Giraud y Beslin17, Belhaj18, Gordon19 20, Schweiger y Gregori21 22

entre otros, que han dado lugar a una serie de formulas a partir del análisis de las turbinas instaladas. En todo caso conviene subrayar que no hay información tan fiable como la ofrecida por los propios fabricantes de turbinas a los que conviene recurrir, ya en fase de anteproyecto. Todas las formula utilizadas en este capitulo utilizan unidades SI y se refieren a normas IEC (IEC 60193 y 60041). 6.2.1 Tipos y configuraciones La energía potencial del agua, se convierte en energía motriz en la turbina, con arreglo a dos mecanismos básicamente diferentes:

• En el primero, la energía potencial se transforma en energía cinética, mediante un chorro de gran velocidad, que es proyectado contra unas cazoletas, fijas en la periferia de un disco. A este tipo de turbinas se las conoce como turbinas de acción. Como el agua, después de chocar contra las cazoletas, cae al canal de descarga con muy poca energía remanente, la carcasa puede ser ligera y solo tiene por misión evitar accidentes e impedir las salpicaduras del agua.

• En el segundo, la presión del agua actúa directamente sobre los alabes del rodete, disminuyendo de valor a medida que avanza en su recorrido. A este tipo de turbinas se las conoce como turbinas de reacción. Al estar el rodete completamente sumergido y sometido a la presión del agua, la carcasa que lo envuelve tiene que ser suficientemente robusta para poder resistirla.

La potencia hidráulica a disposición de la turbina viene dada por:

Ph = ρQgH [W] (6.1) En la que: ρQ = flujo másico [kg/s] ρ = densidad del agua [kg/m3] Q = caudal [m3/s] gH = energía hidráulica específica de la maquina [J/kg] g = constante gravitacional [m/s2] H = “salto neto” [m]

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Figura 6.3: Esquema de un aprovechamiento hidroeléctrico y secciones de medida

La potencia mecánica de la turbina viene dada por:

Pm = Ph * η [W] (6.2) η = rendimiento de la turbina

La energía hidráulica específica de la turbina viene dada por la ecuación:

( ) ( 212

22

121 21)(1 zzgvvppE −+−+−=

ρ) [m] (6.3)

En la que gH = energía hidráulica específica de la turbina [J/kg] px = presión en la sección x [Pa] vx = velocidad del agua en la sección x [m/s] zx = altura de la sección x [m] Los subíndices 1 y 2 definen las secciones de medida a la entrada y salida de la turbina, tal y como están definidos en las normas IEC. El salto neto viene definido como:

gEH n = [m] (6.4)

Turbinas de acción Turbina Pelton Son turbinas de acción en las que la tobera o toberas (una turbina de eje vertical puede tener hasta seis toberas, con uno o con dos rodetes) transforman la energía de presión del agua en energía cinética. Cada tobera produce un chorro, cuyo caudal se regula mediante una válvula de aguja (figura 6.4). Suelen estar dotadas de un deflector, cuya

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misión es desviar el chorro para evitar que, al no incidir sobre las cazoletas, se embale la turbina, sin tener que cerrar bruscamente la válvula de aguja, maniobra que podría producir un golpe de ariete. De esta forma la máxima sobrepresión no supera 1,15 veces la presión estática. Se utilizan en saltos entre 40 y 1200 m.

Figure 6.4: Sección transversal de una tobera con deflector

Como la energía cinética del agua al abandonar las cazoletas se pierde, estas se diseñan para que las velocidades de salida sean mínimas.

Las turbinas Pelton de una o dos toberas pueden ser de eje horizontal (figura 6.5) o vertical. Las de tres o más toberas son de eje vertical (foto 6.2). Seis es el máximo número de toberas en una Pelton pero no se utilizan en turbinas para pequeñas centrales.

Figure 6.5: Vista de una Pelton de dos Foto 6.2: Pelton vertical de de dos toberas horizontal cuatro toberas, El rotor suele estar directamente acoplado al generador y situado por encima del nivel aguas abajo de la turbina. En la turbina Pelton el chorro incide, como puede verse en la figura 6.6, con un ángulo de 90º respecto al plano diametral del rodete.

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Figura 6.6 El rendimiento de una Pelton se mantiene elevado, para caudales entre el 30% y el 100% del máximo, en turbinas de una sola tobera y, entre el 10% y el 100% para turbinas de dos o más toberas Turbina Turgo La turbina Turgo puede trabajar en saltos con alturas comprendidas entre 50 y 300 metros. Como la Pelton, se trata de una turbina de acción, pero sus alabes tienen una distinta forma y disposición. El chorro incide con un ángulo de 20º respecto al plano diametral del rodete (Fig 6.7), entrando por un lado del disco y saliendo por el otro. A diferencia de la Pelton, en la turbina Turgo el chorro incide simultáneamente sobre varios alabes, de forma semejante a como lo hace el fluido en una turbina de vapor. Su menor diámetro conduce, para igual velocidad periférica, a una mayor velocidad angular, lo que facilita su acoplamiento directo al generador.

Figura 6.7: Esquema de una turbina Turgo

Su rendimiento es inferior al de una Pelton o una Francis, y se mantiene entre límites aceptables para caudales entre el 20% y el 100% del máximo de diseño. Una Turgo puede constituir una alternativa a una Francis si el caudal es muy variable o si la tubería forzada es muy larga, ya que el deflector evita el embalamiento cuando, trabajando a plena potencia hidráulica, desaparece súbitamente la carga exterior, y el golpe de ariete que, en ese caso, produciría el cierre de la admisión a la Francis.

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Turbina de flujo cruzado

Figura 6.8: Esquema de una turbina de flujo transversal

Esta turbina, conocida también como Michell-Banki en recuerdo de sus inventores, se utiliza en una gama muy amplia de alturas de salto (de 5m a 200 m). Su rendimiento máximo es inferior al 87%, pero se mantiene entre límites aceptables para caudales entre el 16% y el 100% del caudal máximo de diseño. El agua (figura 6.8) entra en la turbina a través de un distribuidor, y pasa a través de la primera etapa de alabes del rodete, que funciona casi completamente sumergido (incluso con un cierto grado de reacción). Después de pasar por esta primera etapa, el flujo cambia de sentido en el centro del rodete y vuelve a cruzarlo en una segunda etapa que es totalmente de acción. Ese cambio de dirección no resulta fácil y da lugar a una serie de choques que son la causa de su bajo rendimiento nominal. Su construcción es muy simple y consiguientemente requiere una baja inversión. Turbinas de reacción Turbina Francis

Son turbinas de reacción de flujo radial y admisión total, muy utilizadas en saltos de altura media (entre 25m y 350m), equipadas con un distribuidor de alabes regulables y un rodete de alabes fijos. En las turbinas Francis rápidas la admisión es radial y la salida es axial. La foto 6.3 muestra una turbina Francis de eje horizontal con el tubo de aspiración en primer plano. Foto 6.3

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Las turbinas Francis pueden ser de cámara abierta – generalmente en saltos de poca altura, en cuyo caso suele ser mejor solucion una Kaplan - o de cámara en espiral unida a la tuberia forzada. La espiral está diseñada para que la velocidad tangencial del agua sea constante y el caudal que pasa por cada sección del caracol sea proporcional al arco que le queda por abastecer. Como se ve en la figura 6.9, el distribuidor tiene alabes directrices mobiles, cuya funcion es regular el caudal que entra al rodete y el angulo en queel agua incide sobre los alabes de este ultimo. Los alabes distribuidores giran sobre su eje, mediante bielas conectadas a un gran anillo exterior que sincroniza el movimiento de todos ellos. Estos alabes pueden utilizarse para cerrar la entrada del agua en casos de emergencia, pese a lo cual sigue siendo necesaria la valvula de mariposa que, en esos casos, cierra la entrada del agua a la espiral. El rodete transforma la energía hidráulica en energía mecánica y devuelve el agua al tubo difusor.

Figura 6.9: Esquema de funcionamiento de los alabes directores

Foto 6.4: Accionamiento del distribuidor Foto 6.5: Rodete de una turbina Francis en una turbina Francis de eje horizontal

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Figura 6.10: Vista de una turbina Francis Los rodetes de las turbinas pequeñas estan construidos generalmente en fundición de acero inoxidable. Algunos fabricantes emplean rodetes de fundición de bronce al aluminio e incluso en algunos casos rodetes fabricados por soldadura. El tubo de aspiración de una turbina de reacción tiene como objetuvo recuperar la energía cinética del agua que sale del rodete. Como esta energía es proporcional al cuadrado de la velocidad, uno de los objetivos del tubo de aspiración es reducir la velocidad de salida, para lo cual se emplea un perfil cónico. Sin embargo el angulo del cono tiene un limite, pasado el cual se produce la separación del flujo del agua. El angulo optimo es 7º, pero para reducir la longitud del tubo, y consiguientemente su costo, en algunos casos el angulo se aumenta hasta 15º.

Figura 6.11: Energía cinética a la salida del rotor

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Cuanto menor sea el salto más importante será el papel del tubo de aspiración, ya que, al disminuir aquel -para potencia equivalente- aumenta el caudal nominal y por tanto las perdidas cinéticas correspondientes. Es facilmente comprensible que, para un mismo diámetro del rotor, su velocidad aumenta si aumenta el caudal. La figura 6.11 nos muestra la energía cinética remanente del agua a la salida del rodete, en función de la velocidad específica. (ver el capítulo 6.1.2 para la definición de velocidad específica)

Turbinas Kaplan y de helice Son turbinas de reacción de flujo axial generalmente utilizadaas en saltos de 2 a 40 m. Los alabes del rodete en las Kaplan son siempre regulables, mientras que los de los distribuidores, pueden ser fijos o regulables. Si ambos son regulables la turbina es una verdadera Kaplan; si solo son regulables los del rodete, la turbina es una Semi-Kaplan. Cuando los alabes del rodete son fijos, la turbina se denomina de hélice.Se utilizan en aprovechamientos en los que tanto el caudal como el salto permanecen constantes, lo que las hace poco utiles en el caso de la pequeña hidráulica.

Figura 6.12: Esquema de una Kaplan vertical de doble regulacion

La doble regulación permite su utilización cuando el caudal y el salto varían en el tiempo; la turina mantiene un rendimiento aceptable aun cuando el caudaal varíe entre el 15% y el 100% del nominal de diseño. La semi Kaplan se adapta bien a variaciones del caudal (pueden trabajar entre el 30% y el 100% del caudal de diseño) pero es menos flexible cuando la altura de salto varía substancialmente La figura 6.12 representa el esquema de una turbina Kaplan de eje vertical, de doble regulaciçon. Los alabes del rodete giran alrededor de su eje, accionados por unas

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manivelas, que son solidarias de unas bielas articuladas a una cruceta, que se desplaza hacia arriba o hacia abajo por el interior del eje hueco de la turbina. Este desplazamiento es accionado por un servomotor hidráulico, con la turbina en movimiento. La turbina bulbo es una derivación de las anteriores, caracterizada porque el agua pasa axialmente a través de alabes directrices fijos y porque el generador y el multiplicador (si existe) están contenidos en una carcasa estanca, con forma de bulbo, sumergida en el agua. La figura 6.13 muestra una turbina, en la que todo el equipo está alojado en un bulbo refrigerado por ventilación forzada con intercambiador aire-agua. Del bulbo salen solamente los cables eléctricos debidamente protegidos.

Figura 6.13: Sección transversal de una turbina bulbo

Para reducir el costo global (obra civil + equipos), y en particular reducir el volumen de obra civil, se han concebido un cierto número de configuraciones que han llegado a ser consideradas como clásicas. Los criterios de selección son bien conocidos :

• Horquilla de caudales a turbinar • Altura de salto • Naturaleza del terreno • Criterios medioambientales (fundamentalmente impacto visual y sonoro) • Costo de la mano de obra

Las configuraciones se diferencian en como el flujo atraviesa la turbina (radial o axial), en el sistema de cierre del paso de agua (compuerta, distribuidor o sifón) y en el tipo de multiplicador (engranajes paralelos, reenvío en ángulo, engranajes epicicloidales). Para los que estén interesados en esquemas de baja altura de salto se les recomienda leer un artículo presentado por J. Fonkenell a HIDROENERGIA 9123, dedicado a la elección de la configuración optima de turbinas Kaplan. La tabla 6.1 y las figuras que la siguen, tomadas de la referida comunicación, muestran los diversos tipos de configuraciones.

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Tabla 6.1: Configuraciones con turbina Kaplan configuración flujo cierre multiplicador figura

Kaplan o semi-Kaplan vertical radial distribuidores paralelo 6.14

Semi-Kaplan inclinada en sifón radial sifón paralelo 6.15

Semi-Kaplan inversa en sifón radial sifón paralelo 6.16

Semi-Kaplan inclinada reenvío a 90º axial compuerta paralelo 6.17

Kaplan en S axial compuerta paralelo 6.18

Kaplan inclinada con reenvío a 90º axial compuerta cónico 6.19

Semi-Kaplan en pozo axial compuerta paralelo 6.20

Los cierres de sifón son fiables, económicos y, dada su velocidad de cierre, impiden el embalamiento de la turbina, pero son muy ruidosos a no ser que se aislen la bomba de vacío y las valvulas de maniobra. Aun cuando no sea imprescindible, se recomienda intercalar una valvula de cierre para impedir el arrranque imprevisto de la turbina,como consecuencia de fuertes variaciones en los niveles aguas abajo y aguas arriba. Si sucediera así, la turbina alcanzaría velocidades muy altas y el operario no tendría forma de pararla. La solución ideal desde el punto de vista de impacto visual y sónico es la de una casa de máquinas enterrada o semienterrada que solo es factible con una configuración de turbina en S, turbina inclinada con reenvío a 90º o turbina en pozo. La solución con reenvío a 90º, permite utilizar un generador a 1500 rpm, standard, barato y poco voluminoso, empleando un multiplicador de doble etapa - reductor planetario y cónico - en el que la velocidad relativamente elevada del eje, a la entrada del segundo, facilita el diseño de los piñónes cónicos.

semi Kaplan inclinada en sifón

Figura 6.14 Figura 6.15

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Figura 6.20 La solución en S es muy popular aunque presenta el inconveniente de que el eje de la turbina tiene que atravesar el conducto de salida - o de entrada si la S se presenta invertida. - lo que provoca una pérdida de carga en absoluto despreciable, como prueba un estudio reciente, según el cual en un aprovechamiento con un salto de 4 m y un caudal nominal de 24 m3/seg, la configuración con reenvío a 90º tiene un rendimiento global, entre un 3% y un 5% superior al de la configuración en S. Además, los volúmenes, tanto de excavación como de hormigón son muy inferiores en la configuraci ón con reenvío a 90º que en la configuración en S.

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Foto 6.6 turbinas Kaplan en sifón

La configuración en pozo presenta la ventaja de que los principales órganos mecánicos son fácilmente accesibles, con lo que se facilita la inspección y el mantenimiento, especialmente en lo que respecta al acoplamiento turbina multiplicador, multiplicador propiamente dicho y generador. Al tener un mayor caudal específico (un 30% más que las kaplan de eje vertical) la turbina es más pequeña y la obra civil más sencilla.

Foto 6.7 Una turbina Kaplan montada en el estremo de un sifón Las turbinas Kaplan, por las mismas razones que las Francis, necesitan tener un tubo de aspiración. Como se emplean en saltos de poca altura, las perdidas de energía cinética son relativamente más importantes, por lo que es necesario cuidar su diseño. 6.2.2 Velocidad específica y semejanza La gran mayoría de las estructuras hidráulicas - aliviaderos, disipadores de energía a la salida de un embalse, tomas de agua, etc.- se proyectan hoy en día sobre la base de ensayos realizados con modelos a escala reducida. El comportamiento de estos modelos se fundamenta en la teoría de la similitud hidráulica, que incluye el análisis de la interrelación de las diversas magnitudes físicas que intervienen en el comportamiento dinámico del agua sobre la estructura, más conocido como análisis dimensional. El diseño de turbinas hidráulicas no constituye una excepción y los fabricantes de equipos también utilizan modelos a escala reducida. La pregunta que se plantea es la de si, conociendo como funciona un cierto tipo de máquinas bajo determinados parámetros hidráulicos, se puede saber como funcionará esa misma máquina, u otra geométricamente semejante, cuando opera bajo otros parámetros hidráulicos diferentes. Si podemos contestar a esta pregunta, la teoría de la similitud nos proporcionará un criterio científico con el que catalogar las turbinas, de gran utilidad en el proceso de

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selección de la turbina que mejor se adapta a las condiciones del aprovechamiento que proyectamos. La contestación es positiva si el modelo y el prototipo son geometricamente semejantes. Para que sean geometricamente semejantes, el modelo tiene que ser una reducción a escala de la turbina industrial, manteniendo una constante de reducción fija para todas las longitudes homogeneas. Si el coeficiente de reducción de longitud es k, el. de superficie deberá ser k2 y el de volumen k3. Es conveniente insistir en que el modelo y los ensayos de laboratorio constituyen la unica vía para garantizar el rendimiento y comportamiento hidráulico de la turbina industrial. Todas las reglas de semejanza están estrictamente definidas en las normas internacionales IEC 60193 y 60041. No se puede aceptar ninguna garantía si no se cumplen estas normas y estas reglas. La velocidad específica de una turbina se define como la velocidad de una turbina homologa, de un tamaño tal que, con una unidad de salto produce una unidad de potencia. De acuerdo con la anterior definición y las citadas normas, la velocidad específica de una turbina viene dada por la formula

[ ] ( )5.64

1 −=E

QnQEη

En donde: Q = caudal (m3/s) E = energía hidráulica específica de la maquina [J/kg] n = velocidad rotacional de la turbina [rps] ηQE no es un parámetro adimensional. Cuando se calcula en unidades SI, la velocidad especifica ηs viene dada por la formula:

4

5H

Pns =η (6.6)

En donde n velocidad en rpm, P potenia en kW y H altura de salto neta en metros. ηs = 995 * ηQE (6.7) Algunos autores empleaban como velocidad específica la ηQ en función del caudal y de la altura neta de salto:

( ) 45

gH

P

Qρ

ηΩ

= (6.8)

Su factor de conversión con ηQE es ηQ = 333* ηQE

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Figura 6.21: Perfil de los rodetes en función de su velocidad específica

En la figura 6.21 se representan cuatro diseños de rodetes de turbinas de reacción, y su correspondiente velocidad específica, optimizados desde el punto de vista del rendimiento. Se ve que, para adaptarse al salto del aprovechamiento, el rodete evoluciona con la velocidad específica. Al evolucionar el rodete con la velocidad específica, llega un momento en el que la llanta que une el borde inferior de los alabes produce un rozamiento excesivo, y para evitarla los alabes se construyen en voladizo, dando lugar a las turbinas Kaplan, Hélice y Bulbo, utilizadas en saltos de baja altura.

En general, los fabricantes de turbinas dan la velocidad específica de sus turbinas. Un gran número de estudios estádisticos, realizados sobre turbinas en funcionamiento, han permitido relacionar la velocidad específica con la altura de salto neto, en cada tipo de turbina,. La Tabla 6.2 y la figura 6.22 nos muestran esa correlación para cinco tipos distintos de turbinas.

Tabla 6,2 Correlación entre velocidad específica y altura de salto neto ______________________________________________________________________ Pelton (1 tobera) ηQE = 0,0859/Hn

0,343 (Servio y Lugaresi) (6.9) Francis ηQE = 1,924/Hn

0,512 (Lugaresi y Massa) (6.10) Kaplan ηQE = 2,2.94/Hn

0.486 (Schweiger y Gregori) (6.11) Hélice ηQE = 2,716/Hn

0,5 (USBR) (6.12) Bulbo ηQE = 1,528/Hn

0,2837 (Kportze y Wamick) (6.13) ______________________________________________________________________

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Figura 6.22: Correlación entre altura de salto neta Hn y velocidad específica ηQE

La tabla 6.3, muestra las velocidades específicas típicas de cuatro tipos de turbinas. Tabla 6.3: Rango de velocidades específicas para cada tipo de turbina

Pelton de una tobera 0,005 < ηQE < 0,025 Pelton de n toberas 0,005* n0,5 < ηQE < 0,025* n0,5

Francis 0,05 < ηQE < 0,33 Kaplan, hélice, bulbos 0,19 < ηQE <1,55

La velocidad específica en las turbinas Pelton aumenta con la raiz cuadrada del número de toberas. Así la velocidad específica de una Pelton de cuatro toberas (es raro encontrar en las PCH turbinas Pelton de más de cuatro toberas) es el doble del de una turbina de una tobera. Las leyes de semejanza incluyen la exigencia de que ambas turbinas tengan el mismo coeficiente volumétrico, para lo que la turbina industrial y el modelo deberán cumplir con las siguientes ecuaciones:

2

2

m

t

m

t

m

t

DD

HH

QQ

= [-] (6.14)

t

m

m

t

m

t

DD

HH

nn

= [-] (6.15)

184


en las que el sufijo t corresponde a la turbina industrial y el m al modelo de laboratorio. El ejemplo siguiente ilustra el uso de estas leyes de semejanza. Si construimos un modelo, a escala 1:5, de una turbina destinada a trabajar con un salto neto de 80 m y un caudal de 10 m3/s, girando a 750 rpm, y lo ensayamos con un salto neto de 10 m, tendremos que utilizaar un caudal de 0,141 m3/s y su velocidad de giro 1,326 rpm. Por las mismas leyes, una turbina diseñada para trabajar con un salto neto de 120 m y un caudal de 1 m3/s, instalada en un salto de 100 m de altura neta, al ser Dt = Dm admitirá caudal máximo de 0,913 m3/s y deberá girar a 685 rpm. 6.2.3 Diseño preliminar En este capítulo se dan formulas para calcular las principales dimensiones de un rotor en los casos de turbinas Pelton, Francis y Kaplan. Conviene recordar que el diseño de una turbina es el resultado de un proceso iterativo en el que se tienen en cuenta multiples criterios: limites de cavitación, velocidad de rotación, velocidad específica, altura de salto etc. (ver capítulo 6.1.4). Esto implica que, una vez acabado el diseño preliminar es necesario comprobar que este cumpla con todos los criterios mencionados. El primer paso del diseño, sea cual sea el tipo de turbina, esla elección de la velocidad de rotación. Turbinas Pelton Conocida a priori la velocidad n de giro del rotor, su diámetro se deducirá de las siguientes ecuaciones:

nH

D n∗= 68,01 [m] (6.16)

nch HnQB 168,12 ∗∗= [m] (6.17)

gHnQD

che

1178,1 ∗∗= [m] (6.18)

En donde n es la velocidad de rotación en rps y nch es el número de toberas. D1 se define como el diámetro del circulo que describe la línea del eje de las toberas. B2 es la anchura de la cazoleta, que es función del caudal y del número de toberas y De es el diámetro de la tobera.

185


En general la relación D1/B2 es siempre superior a 2,7. Si no fuese así habría que recalcular las ecuaciones con menor velocidad de rotación o con mayor número de toberas. El caudal es función de la apertura de la tobera Cp – si tiene una sola tobera será el caudal total – y se puede estimar por la siguiente formula:

gHD

KQ cvch 2

4

2

∗∗∗= π [m3/s] (6.19)

Figura 6.23

En la figura 6.23 se da el valor Kv para cada valor de la apertura relativa a = Cp/Dc Para calcular otras dimensiones vease el artículo de Siervo y Lugaresi11. Turbinas Francis Las turbinas Francis cubren un amplio espectro de velodidades específicas, desde 0,05 para las lentas de gran altura de salto hasta 0,33 para las de baja altura de salto. La figura 6.24 muestra la sección transversal de un rodete Francis en la que se indican los diametros de referencia D1, D2 y D3.

Figura 6.24: Sección transversal de un rodete Francis

186


Los trabajos de Siervo y Leva 11 y de Lugaresi y Massa 13, basados en el estudio estadístico de más de doscientas turbinas en funcionamiento, hacen posible el realizar un diseño preliminar de la turbina Francis. Como sucede con todos los trabajos estadísticos, sus resultados no permiten un diseño final, especialmente en lo que respecta al criterio de cavitación (ver capitulo 6.1.4.4) El diametro de salida D3 se calcula en principio con la formula 6.20

( )n

HD n

QE ∗∗∗+∗=

60488,231,05,843 η [m] (6.20)

El diametro D1 se calcula con la formula 6.23

31095,04,0 DDQE

∗⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=η

[m] (6.21)

El diamtero de entrada D2 viene dado, para ηQE > 0,164 por 6.22

QE

DD

η∗+=

3781,096,03

2 [m] (6.22)

Para ηQE < 0,164 se puede admitir que D1 = D2 Para otras dimensiones consultese los mencionados trabajos. Turbinas Kaplan Las turbinas Kaplan tienen velocidades específicas mucho más altas que las Pelton y las Kaplan.

Figura 6.25: Sección transversal de una Kaplan

187


En la fase preliminar del proyecto, el diametro exterior De puede calcularse con la formula 6.23.

( )n

HD n

QEe ∗∗∗+∗=

60602,179,05,84 η (6.23)

El diametro Di del eje del rodete se calcula por la formula 6.24.

eQE

DD ∗⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=

η0951,025,01 (6.24)

Para calcular otras dimensionesvease el trabajo de De Siervo y De Leva12 o el de Lugaresi y Massa14. 6.2.4 Criterios para la selección de la turbina. El tipo, geometría y dimensiones de la turbina están condicionados, fundamentalmente, por los siguientes criterios:

• Altura de salto neta • Horquilla de caudales a turbinar • Velocidad de rotación • Problemas de cavitación • Velocidad de embalamiento • Costo

El salto bruto es la distancia vertical, medida entre los niveles de la lámina de agua en la toma y en el canal de descarga, en las turbinas de reacción, o el eje de toberas en las de turbinas de acción. Conocido el salto bruto, para calcular el neto, basta deducir las pérdidas de carga, a lo largo de su recorrido tal y como se hizo en el ejemplo 5.6. En la Tabla 6.4 se especifica, para cada tipo de turbina, la horquilla de valores de salto neto dentro con la que puede trabajar. Obsérvese que hay evidentes solapamientos, de modo que para una determinada altura de salto pueden emplearse varios tipos de turbina.

Tabla 6.4: horquilla de salto en metros Tipo de turbina Altura de salto en m

Kaplan y hélice 2 < Hn < 40

Francis 25 < Hn < 350

Pelton 50 < Hn < 1.300

Michel – Banki 5 < Hn < 200

Turgo 50 < Hn < 250

188


Caudal Un valor aislado del caudal no tiene ninguna significación. Lo que interesa es el régimen de caudales representado por la curva de caudales clasificados (CCC) obtenida de los datos procedentes de la estación de aforos o de los estudios hidrológicos (Secciones 3.3 y 3.6 del capítulo 3). No todo el caudal representado en una CCC puede utilizarse para producir energía eléctrica. Fundamentalmente hay que descartar el caudal ecológico que tiene que transitar todo el año por el cauce cortocircuitado.. El caudal de diseño y el salto neto determinan el tipo de turbinas utilizables en el sitio escogido: aquellas en las que el punto representado por el salto y el caudal cae dentro de su envolvente operacional. La figura 6.26 se ha elaborado integrando los datos de varios fabricantes europeos. Cualquier turbina dentro de cuya envolvente caiga dicho punto, podrá ser utilizada en el aprovechamiento en cuestión. La elección final será el resultado de un proceso iterativo, que balancee la producción anual de energía, el costo de adquisición y mantenimiento de la turbina, y su fiabilidad. Como una turbina solo puede admitir caudales comprendidos entre el máximo y el mínimo técnico – por debajo del cual su funcionamiento es inestable – puede resultar ventajoso utilizar varias turbinas pequeñas en sustitución de una más grande. Las turbinas se arrancaran secuencialmente, de tal forma que todas ellas salvo una, trabajaran a plena carga, con un rendimiento óptimo. Utilizando dos o tres turbinas pequeñas, su peso y volumen unitarios serán más pequeños y por ende más fácil de transportar y montar. Dividiendo el caudal entre dos o más turbinas, estas trabajarán a mayor velocidad con lo que puede ser posible prescindir del multiplicador. Por otra parte, en el espectro de saltos de altura media con fuertes variaciones de caudal, una Pelton de varias toberas, con una velocidad de rotación baja, puede resultar más económica que una Francis, Un argumento semejante puede utilizarse, en saltos de baja altura, a la Kaplan y la Francis. La elección final entre una o más unidades o entre un tipo de turbina u otro, será el resultado de un cálculo iterativo que tenga en cuenta el coste de inversión y la producción anual.

Tabla 6.5: Sensibilidad a variaciones de salto y caudal Tipo de turbina Sensibilidad a variaciones

de caudal Sensibilidad a variaciones de

caudal Pelton Alta Baja

Francis Media Baja

Kaplan Alta Alta SemiKaplan Alta Media Hélice Baja Baja

189


. Figura 6.26 Envolvente operativa de 3 tipos de turbinas

Velocidad específica La velocidad específica constituye un excelente criterio de selección, más preciso sin duda que el más convencional y conocido de las envolventes operacionales que acabamos de mencionar. Por ejemplo, si queremos generar energía eléctrica en un aprovechamiento con un salto neto de 100 metros, utilizando una turbina de 800 kW directamente acoplada a un generador estándar de 1500 rpm, empezaremos por calcular la velocidad específica, según la ecuación 6.5 y obtenemos ηQE = 0,135

190


Con esta velocidad específica, la única elección posible es una turbina Francis. Si, por el contrario admitimos la instalación de un multiplicador con una relación de hasta 1:3, la turbina podría girar entre 500 y 1.500 rpm, con lo que su velocidad específica podría situarse entre 0.045 y 0,135 rpm. De esta forma la elección podría recaer, además de en la Francis, en una turbina Turgo, una turbina de flujo cruzado o una Pelton de dos toberas. Si queremos instalar una turbina directamente acoplada a un generador de 1.000 rpm, en un salto de 400 m y disponemos de un caudal de 0,42 m3/s, comenzaremos calculando la velocidad específica; ηQE = 0,022. Con estos parámetros la elección recaería en una Pelton de una tobera, con un diámetro D1=0,846 m de acuerdo con la ecuación 6.18. Si el caudal variase sustancialmente a lo largo del año, podría escogerse una Pelton de dos o más toberas, que es menos sensible las variaciones del caudal. Como se indicó más arriba, la turbina Pelton viene definida por la relación D1/B2 más que por la velocidad específica. Para ello resulta necesario efectuar ensayos con modelos a escala en laboratorio. Cavitación Cuando la presión ejercida sobre un liquido en movimiento, desciende por debajo de su presión de vaporización, éste se evapora formando gran número de pequeñas burbujas, que al ser arrastradas a zonas de mayor presión, terminan por estallar. La formación de estas burbujas y su subsiguiente estallido, es lo que constituye la cavitación. La experiencia demuestra que el estallido de esas burbujas genera impulsos de presión muy elevados, que van acompañados de fuertes ruidos (una turbina en cavitación suena como si a través de ella pasasen montones de grava), y que la acción repetitiva de esos impulsos produce una especie de corrosión difusa, formando picaduras en el metal (.pitting.). Con el tiempo esas picaduras, degeneran en verdaderas grietas con arrancamiento de metal. Las elevadas temperaturas generadas por esos impulsos y la presencia frecuente de gases ricos en oxígeno, agravan la corrosión. Un alabe sometido a cavitación aparece al cabo de cierto tiempo lleno de cavidades, lo que obliga a sustituirlo o, si aún se está a tiempo, a repararlo recargándolo por soldadura. Para evitarla habrá que realizar ensayos de laboratorio, para definir el perfil correcto de los alabes y determinar el campo de operatividad de la turbina. La cavitación viene caracterizada por un coeficiente σ (coeficiente de Thoma), definido según la norma IEC 60193 como:

ngHNPSE

=σ [-] (6.25)

En la que NPSE, energía neta de succión positiva, está definida como:

Svatm gHVPP

NPSE −+−

=2

2

ρ [-] (6.26)

191


En la que: Patm = presión atmosférica [Pa] Pv = presión del vapor de agua [Pa] Ρ = densidad específica del agua [kg/m3] g = aceleración debida a la gravedad [m/s2] V = velocidad media de salida [m/s] Hn = altura de salto neta [m] HS = altura de succión [m] Para evitar la cavitación, la turbina debe instalarse a un altura al menos igual a HS definida por la ecuación 6.27:

nvatm

S Hg

Vg

PPH σ

ρ−+

−=

2

2

[m] (6.27)

Un valor positivo de HS significa que el rotor de la turbina estará situado por encima del nivel del agua en el canal de retorno y uno negativo que está situado bajo el agua. Como primera aproximación se puede considerar que V = 2 m/s. El sigma de una turbina es una función de su velocidad específica y el proyectista deberá solicitarla del fabricante, que la obtendrá a partir de ensayos en laboratorio con modelos reducidos. De todos modos, De Servio y Lugaresi, basándose en los citados estudios estadísticos, establecieron para las turbinas Francis y Kaplan, la siguiente correlación entre σ y velocidad específica:

Francis n

QE gHV

22715,1

241,1 +∗= ησ [-] (6.28)

Kaplan n

QE gHV

25241,1

246,1 +∗= ησ [-] (6.29)

Conviene subrayar que la altura de instalación varía sensiblemente con la altitud de la central, desde aproximadamente 1,01 bar al nivel del mar hasta 0,65 bar a 3.000 m sobre el nivel del mar. Así una turbina Francis con una velocidad específica de 0,150, trabajando en un salto de 100 m de altura neta (con una σ = 0,090), con la central a nivel del mar, requerirá una altura HS:

41,110009,081,92

281,91000880000.101 2

=∗−∗

+∗−

=SH [m]

mientras que si la central estuviera situada a 1.000 m de altitud HS sería:

79,010009,081,92

281,91000880440.79 2

−=∗−∗

+∗−

=SH [m]

lo que exigiría una excavación.

192


Figura 6.27; Límites de cavitación (σ vs ηQE)

La ecuación 6.30 muestra la concordancia entre velocidad especifica y sigma de cavitación:

5882,0686,0 ση ∗≤QE [-] (6.30)

Conviene advertir que se pueden producir fenomenos de cavitación en el borde interior de las cazoletas de la Pelton, si no están bien diseñadas o si, en el proceso de fabricación no se han respetado los resultados de los ensayos en laboratorio. Velocidad de rotación Según la ecuación 6.5, la velocidad de rotación de una turbina es función de su velocidad específica, de su potencia y de la altura del aprovechamiento. En los pequeños aprovechamientos suelen emplearse generadores estándar, por lo que hay que seleccionar la turbina de forma que, bien sea acoplada directamente o a través de un multiplicador, se alcance una velocidad de sincronismo.

Tabla 6.6: velocidad de sincronismo de los generadores

193


Velocidad de embalamiento. Cuando, trabajando a plena potencia hidráulica, desaparece súbitamente la carga exterior, bien sea por corte del interruptor o por fallo en la excitación del alternador, la turbina aumenta su velocidad hasta alcanzar lo que se conoce como velocidad de embalamiento. Esa velocidad varía con el tipo de turbina, el ángulo de apertura del distribuidor y la altura de salto. La tabla 6.8 muestra la relación entre la velocidad de embalamiento y la normal de rotación.

Tabla 6.7 Relación entre velocidad de rotación y de embalamiento

Tipo de turbina nmax / n Kaplan simple regulación 2,0 – 2,6

Kaplan doble regulación 2,8 – 3,2

Francis 1,6 – 2,2

Pelton 1,8 – 1,9

Turgo 1,8 – 1,9

Hay que tener en cuenta que al aumentar la velocidad de embalamiento, se encarecen el multiplicador y el generador, que habrán de diseñarse para poder resistir las fuerzas de aceleración centrífuga correspondientes 6.2.5 Rendimiento de las turbinas El rendimiento que garantizan los fabricantes de turbinas, está basado en el «International Code for the field acceptance tests of hydraulic turbines» (publicación IEC-60041) o, cuando es aplicable, en el «International Code for model acceptance tests» (publicación IEC-60193). El rendimiento se define como la relación entre la potencia mecánica transmitida al eje de la turbina y la potencia hidráulica correspondiente al caudal y salto nominales, tal como se define en la ecuación 6.1.

hPPmec

=η [W] (6.33)

Hay que hacer notar que en las turbinas de acción (Pelton y Turgo), la altura de salto se mide hasta el punto de impacto del chorro que, para evitar que el rodete quede sumergido en épocas de riadas, estará siempre por encima del nivel de la lámina de agua en el canal de descarga, con lo que se pierde una cierta altura con respecto a las turbinas de reacción, en las que, como veremos, el plano de referencia es la propia lámina de agua. Dadas las pérdidas que tienen lugar en el conjunto de la turbina de reacción, el rodete solo utiliza una altura Hu, inferior al salto neto Hn, tal y como se define en la figura 6.28. Estas pérdidas son esencialmente pérdidas de fricción y tienen lugar en la cámara espiral, en los alabes directores y del rodete, y sobre todo en el tubo de aspiración o difusor. El difusor tiene como misión recuperar el mayor porcentaje posible de la pérdida de energía cinética correspondiente a la velocidad del agua al salir del rodete.

194


Figura 6.28: Vista esquemática de pérdidas en un aprovechamiento

Su función es especialmente crítica en los rodetes de alta velocidad específica, en los que las pérdidas por este concepto podrían llegar a alcanzar el 50% del salto (mientras que en las Francis lentas apenas representan el 3%-4%). La columna de agua que acciona la turbina equivale al salto neto menos la presión equivalente a la energía cinética disipada en el tubo de aspiración, cuantificada por la expresión Ve 2/2g (siendo Ve la velocidad media a la salida del tubo de aspiración). La figura 6.29 indica como evoluciona el rendimiento de una turbina con diferentes caudales, al variar este en relación con el de diseño, y la tabla 6.9 da el rendimiento típico máximo garantizado por los fabricantes, para varios tipos de turbinas. Para estimar el rendimiento global del equipo, este rendimiento deberá ser multiplicado por los rendimientos del multiplicador (si ha lugar) y del generador.

Figura 6.29: Rendimientos en función del caudal de diseño

195


Tabla 6.8: Rendimientos típicos de pequeñas turbinas

Tipo de turbina Mejor rendimiento Kaplan simple regulación 0,91

Kaplan doble regulación 0,93

Francis 0,94

Pelton 1 tobera 0,90

Pelton n toberas 0,89

Turgo 0,85

Para asegurarse de que la turbina que se compra va a funcionar correctamente, conviene exigir una garantía del fabricante, basada en los resultados obtenidos con turbinas homologas en laboratorio. La figura 6.30 ilustra los resultados de dos turbinas, en la misma aplicación: una basada en ensayos de laboratorio y otra sin garantías.

Figura 6.30: Resultados de la medida de rendimientos en dos turbinas

6.3 Multiplicadores de velocidad Cuando turbina y generador trabajan a la misma velocidad y pueden montarse coaxialmente, se recomienda el acoplamiento directo, que evita pérdidas mecánicas y minimiza el mantenimiento ulterior. El fabricante de la turbina recomendará el tipo de acoplamiento a utilizar aún cuando un acoplamiento flexible, que tolera pequeños errores de alineación, es en general preferible.

196


En general, sobre todo en instalaciones de baja altura de salto, los rodetes giran por debajo de 400 rpm, lo que obliga al empleo de un multiplicador para alcanzar las 1.000-1.500 rpm de los alternadores estándar, solución siempre más económica que la de utilizar un alternador especial, que tendrá que ser construido bajo pedido Actualmente, los fabricantes de generadores ofrecen, a precios razonables, generadores lentos que pueden ser acoplados directamente. 6.3.1 Tipos de multiplicadores En función del tipo de engranajes utilizados en su construcción, los multiplicadores se clasifican como:.

• Paralelos. Utilizan engranajes helicoidales, especialmente atractivos para potencias medias. La figura 6.31 muestra un reductor de eje vertical, acoplado a una turbina Kaplan en configuración vertical.

• Cónicos. Generalmente limitados a pequeñas potencias, utilizan engranajes

cónicos espirales para el reenvío a 90º. La figura 6.32 muestra un multiplicador de dos etapas: una primera de engranajes planetarios y otra segunda de engranajes cónicos.

• Epicicloidales. Utilizan engranajes epicicloidales con diseños muy compactos,

especialmente adecuados para potencias de más de 2 MW

• De correa (plana o trapezoidal). Utilizados en bajas potencias; resultan de fácil mantenimiento (figura 6.33)

Figura 6.31: Ejes paralelos Figura 6.32: Engranajes cónicos

197


Figura 6.33: Multiplicador de correa plana 6.3.2 Diseño de multiplicadores La caja se diseña para garantizar, aún bajo solicitaciones extremas, la correcta alineación de los componentes. En general se construyen de acero soldado, fuertemente rigidizado para que pueda resistir, sin deformarse, el empuje de la turbina y el par transmitido por el generador. El reductor tiene que soportar esfuerzos excepcionales, causados por situaciones excepcionales, tales como un defecto de sincronismo, un cortocircuito o un embalamiento de la turbina, que generan esfuerzos puntuales que pueden llegar a romper los engranajes. Para proteger los engranajes contra estos esfuerzos puntuales, se recomienda utilizar limitadores de par que al presentarse una sobrecarga excesiva originan la rotura de la pieza que hace de acoplamiento. Es importante que el volumen, calidad, temperatura y viscosidad del aceite se mantengan siempre dentro de especificaciones. Para garantizar una buena lubricación es aconsejable utilizar doble bomba y doble filtro de aceite. Los multiplicadores se diseñan con arreglo a normas (AGMA 2001, B88 o DIN 3990) pero utilizando criterios conservadores en la evaluación de los esfuerzos. Estos criterios entran en conflicto con la necesidad de reducir costos pero, para encontrar el equilibrio entre fiabilidad y precio, hay que tener muy claras las ideas sobre como se dimensionan los componentes. Un buen conocimiento de las cargas de fatiga y una gran precisión en el tallado de engranajes, son condiciones indispensables para garantizar la durabilidad de un multiplicador. Los factores metalúrgicos juegan también un papel importante. En cada caso hay que estudiar las ventajas respectivas de la nitruración y de la cementación, muy en particular en lo que respecta a los esfuerzos permisibles en el contacto de los dientes.

198


La elección de los cojinetes es crucial para el diseño del multiplicador. Por debajo de 1 MW pueden utilizarse rodamientos de rodillos. Sin embargo, para mayores potencias resulta difícil encontrar rodamientos con una garantía de vida aceptable, por lo que a partir de esa potencia se utilizan cojinetes hidrodinámicos. Efectivamente, la vida de los rodillos está limitada por el fenómeno de fatiga, mientras que los hidrodinámicos tienen una vida prácticamente ilimitada. Los cojinetes hidrodinámicos, por otra parte, admiten una cierta contaminación del aceite, cosa que no es tolerada por los rodillos. 6.3.3 Mantenimiento El 70% de las averías son debidas a la deterioración o a la deficiencia en el circuito del lubrificante: con frecuencia los filtros se atascan o entra agua en el circuito de lubricación Por lo general los programas de mantenimiento se elaboran, ya sea prefijando los periodos de tiempo para cambio de filtros y de lubrificante, ya sea analizando periódicamente el lubrificante para mantener las condiciones especificadas. Esta ultima solución es la más recomendable. Los multiplicadores de engranajes aumentan considerablemente el nivel de ruido en la casa de máquinas y como hemos visto requieren un mantenimiento cuidadoso. La pérdida de rendimiento por fricción puede alcanzar e incluso superar el 2% de la potencia, por lo que se buscan incansablemente soluciones alternativas, como la utilización de generadores de baja velocidad, conectados directamente a la turbina. 6.4 Generadores. El generador tiene como misión transformar en energía eléctrica la energía mecánica suministrada por la turbina. En un principio se utilizaban generadores de corriente continua; actualmente, salvo rarísimas excepciones, solo se utilizan alternadores trifásicos de corriente alterna. En función de la red que debe alimentar, el proyectista puede escoger entre:

• Alternadores síncronos equipados con un sistema de excitación asociado a un regulador de tensión para que, antes de ser conectados a la red, generen energía eléctrica con el mismo voltaje, frecuencia y ángulo de desfase que aquella, así como la energía reactiva requerida por el sistema una vez conectados. Los alternadores síncronos pueden funcionar aislados de la red.

• Alternadores asíncronos, simples motores de inducción con rotor en jaula de

ardilla, sin posibilidad de regulación de tensión, girando a una velocidad directamente relacionada con la frecuencia de la red a la que están conectados. De esa red extraen su corriente de excitación y de ella absorben la energía reactiva necesaria para su propia magnetización. Esta energía reactiva puede compensarse, si se estima conveniente, mediante bancos de condensadores. No pueden generar corriente cuando están desconectados de la red ya que son incapaces de suministrar su propia corriente de excitación.

Los alternadores síncronos son más caros que los asíncronos y se utilizan, para alimentar redes pequeñas, en las que su potencia representa una proporción sustancial de la carga del sistema. Los asíncronos se utilizan en grandes redes, en las que su

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potencia representa un porcentaje insignificante de la carga del sistema. Su rendimiento, en todo el campo de funcionamiento, es de un dos a un cuatro por ciento inferior al de los alternadores síncronos.

Recientemente ha aparecido en el mercado, un generador de velocidad variable y frecuencia constante (VSG), ya empleado en turbinas eólicas, con el que la turbina puede girar a velocidad variable, manteniendo constantes la tensión y la frecuencia. De esta forma la turbina puede girar siempre a la velocidad asociada al caudal que turbina, aumentando el rendimiento y reduciendo el coste. Estos sistemas permiten «sincronizar» el generador con la red, aún antes de haber comenzado a girar. La clave del sistema reside en el uso de un convertidor serie-resonante en conjunción con una máquina doblemente alimentada 12. Sus únicas limitaciones, por el momento, son su potencia máxima que es muy baja, y su elevado precio. La tensión de generación viene determinada por la potencia del generador. Lo normal es generar a 380 V hasta 1.400 kVA y a 6000/6600 para potencias mayores. La generación a 380 V tiene la ventaja de poder emplear como transformadores del grupo, transformadores normalizados de distribución, y de poder extraer del secundario, la potencia necesaria para los servicios auxiliares de la central. Las turbinas de algunos MW de potencian utilizan alternadores que generan a una tensión más elevada. Cuando se genera en alta tensión la potencia para los servicios auxiliares se extrae de la línea a través de un transformador AT/BT.

Tabla 6.10: Rendimientos típicos de los pequeños generadores

Potencia [kW] Mejor rendimiento 10 0,910

50 0,940

100 0,950

250 0,955

500 0,960

100 0,970

6,4.1 Disposición del generador respecto a la turbina Los generadores pueden ser de eje horizontal o de eje vertical, independientemente de cual sea el tipo o configuración de turbina utilizada, pero por regla general los generadores adoptan la misma configuración que la turbina. La figura 6.34 muestra una configuración de turbina Kaplan de eje vertical, de 214 rpm, directamente acoplada a un generador de 28 polos. Con frecuencia se utiliza un volante de inercia para suavizar las variaciones de par y facilitar el control de la turbina.

200


Figura 6.34. Generador de eje vertical conectado directamente a una

turbina Kaplan

Otro criterio que caracteriza a los generadores es la disposición de sus cojinetes. Con turbinas Francis de eje horizontal es bastante frecuente utilizar un generador horizontal con dos cojinetes y montar en voladizo el rotor de la turbina para evitar que el eje atraviese el tubo de aspiración, lo que aumentaría la pérdida de carga y complicaría su fabricación. En las turbinas Pelton de eje horizontal suele emplearse la misma configuración, disponiendo también en voladizo el rodete.

Estos generadores, si son pequeños, se refrigeran con aire en circuito abierto, y cuando son mayores, se refrigeran por agua en circuito cerrado, empleando intercambiadores agua-aire. 6,4.2 Excitatrices Para proporcionar excitación a un generador síncrono se hace circular una corriente continua por el circuito de los polos inductores, lo que representa entre el 0,5% al 1% de la potencia útil del generador. Aunque la tendencia es a utilizar excitatrices estáticas aún existen excitatrices rotativas. . Excitatrices rotativas de corriente continua Los inducidos de la excitatriz principal y auxiliar van montados sobre el eje del generador principal Utilizando dos excitatrices en cascada se amplifica la potencia y se regula la tensión, actuando sobre un circuito de poca potencia. Excitatrices de corriente alterna sin escobillas Se utiliza un pequeño generador de corriente alterna cuyo inducido va montado en el rotor del generador principal. La corriente se rectifica mediante un rectificador estático, eliminándose el problema de mantenimiento de las escobillas. La tensión se regula mediante un equipo electrónico que actúa sobre la excitación de la excitatriz. Excitatrices estáticas La corriente de excitación se extrae de los terminales del generador principal, mediante un transformador. Esta corriente se rectifica mediante un equipo electrónico y se inyecta en el bobinado de excitación rotórica del generador, gracias a un sistema de escobillas y

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anillos rozantes. Cuando el generador arranca no hay tensión en bornes y por lo tanto no se dispone de corriente de excitación. Los magnetismos remanentes, ayudados si es necesario por una batería, permiten iniciar el funcionamiento, que se normaliza inmediatamente en cuanto la tensión en bornes alcanza un valor modesto. Estos equipos exigen menos mantenimientos, tienen buen rendimiento y la velocidad de respuesta del generador, ante las oscilaciones de tensión, es muy buena. 6.4.3 Regulación de tensión y sincronización. Generadores asíncronos Un generador asíncrono necesita, para asegurar su magnetización, tomar una cierta potencia reactiva de la red. La red es también la que marca la frecuencia, y el generador aumenta su deslizamiento a medida que aumenta la potencia suministrada por la turbina. El generador asíncrono presenta la ventaja adicional de no necesitar excitatriz, lo que simplifica el equipo y facilita las maniobras secuenciales de arranque. Para ello se actúa sobre la admisión de la turbina, acelerándola ligeramente por encima de su velocidad de sincronismo, momento en el que un sensor de velocidad da la orden de cierre del interruptor de línea. El generador pasa rápidamente de la velocidad de hipersincronismo, a la necesaria para que se igualen los pares motor y resistente en la zona de funcionamiento estable. Generadores sincronos El generador síncrono se arranca en vacío, actuando sobre la admisión de la turbina para aumentar gradualmente la velocidad. El generador se sincroniza con la red igualando previamente, en la máquina y en la red, las tensiones eficaces, las frecuencias, los desfases y el sentido de rotación. Cuando el generador alcanza una velocidad próxima al sincronismo, se arranca la excitación y se regula para que la tensión entre bornes sea igual a la tensión entre barras. En generadores acoplados a una red aislada, el regulador debe mantener un valor predeterminado de la tensión sea cual sea la carga. Si está acoplado a una red importante, el regulador mantendrá el valor preajustado de la potencia reactiva. 6.5 Control de la turbina Las turbinas se diseñan para una altura de salto y un caudal predeterminados. Cualquier variación de estos parámetros debe compensarse abriendo o cerrando los dispositivos de control del caudal, tales como alabes directrices, válvulas o compuertas, a fin de mantener constante, ya sea la potencia de salida a la red, el nivel de la lámina de agua en la toma o el caudal que atraviesa la turbina. En aprovechamientos que suministran energía a una red aislada, el parámetro a controlar es la velocidad del rodete, relacionado directamente con la frecuencia. En principio existen dos enfoques para regular la velocidad de estos grupos: variar el caudal de entrada a la turbina o disipar el exceso de potencia eléctrica en bancos de

202


resistencias. Al aumentar la demanda de energía, el generador se sobrecarga y frena la turbina. En el primer enfoque, la regulación de la velocidad (frecuencia) se logra variando el caudal que entra a la turbina. Un sensor, mecánico o electrónico, detecta la variación de velocidad y manda a un servomotor que modifique la apertura de los alabes del distribuidor (y eventualmente del rodete) de forma que admita más agua, y por ende más potencia hidráulica, a fin de que la turbina pueda satisfacer el incremento de la demanda. Del mismo modo, al disminuir la carga la turbina se acelera y el sensor envía una señal de signo contrario para cerrar los alabes del distribuidor. Estos aparatos se conocen bajo el nombre de reguladores de velocidad. En el segundo enfoque la turbina funciona con caudal constante y genera una potencia eléctrica constante. Si el sistema demanda menos energía, la turbina tiende a embalarse; un sensor electrónico detecta el aumento de frecuencia y un dispositivo, conocido como controlador de carga, procede a disipar el exceso de energía en un banco de resistencias, manteniendo constante la demanda. Los reguladores que trabajan con arreglo al primer enfoque se construyen para toda la gama de potencias. Inicialmente fueron concebidos para grandes turbinas y luego rediseñados para las turbinas pequeñas. Los que trabajan con el segundo enfoque raramente sobrepasan el techo de los 100 kW. Reguladores de velocidad. Un regulador de velocidad consta en esencia de un sensor que detecta cualquier desviación de la velocidad con respecto al punto de consigna y un dispositivo que amplifica la señal transmitida por el sensor, para que ordene a un servomotor que accione los mecanismos que controlan el paso del agua a la turbina, manteniendo constante la velocidad y por tanto la frecuencia. En una turbina Francis, en la que se puede cortar el paso del agua cerrando los alabes del distribuidor, los mecanismos del servomotor tienen que ser muy robustos, para poder vencer la reacción del agua y los rozamientos mecánicos en los ejes, y para mantener cerrados los alabes del distribuidor. Los reguladores pueden ser mecánicos, mecano-hidráulicos o electro-hidráulicos, según la precisión y sofisticación que se desee. Los mecánicos solo se utilizan en turbinas de algunos kilovatios de potencia, utilizando un centrífugo de bolas pesadas, que actúan directamente sobre el distribuidor. En los mecano-hidráulicos (figura.6.35), se utiliza un centrífugo de bolas convencional actuando sobre un servomotor. Cuando, al aumentar la carga, la velocidad de la turbina disminuye, las bolas giran más despacio y caen, desplazando la posición del pistón en la válvula piloto, para enviar el aceite a presión a la cámara superior del cilindro. El pistón desplaza una varilla que actúa sobre el mecanismo de los alabes del distribuidor, aumentando o reduciendo la velocidad de la turbina En un regulador electro-hidráulico, un sensor electrónico, mide permanentemente la frecuencia ( y eventualmente la tensión) y transmite la señal a un «sumidero» en el que se la compara con el valor de consigna. Si la señal transmitida por el sensor difiere de la de consigna, el sumidero emite una señal de error (positiva o negativa), que una vez amplificada es enviada al servomotor para que actúe en el sentido deseado. El servomotor es un cilindro hidráulico cuyo émbolo, según sea el tipo de turbina, está

203


conectado mecánicamente a los alabes directrices o al inyector, y es alimentado por una central hidráulica (foto 6.8) compuesta por un deposito de aceite, una bomba accionada

Foto 6.8: central hidráulica para el servomotor

por un motor eléctrico que suministra aceite a presión al sistema, un acumulador de aceite a presión y las válvulas de control. Todos estos mecanismos actúan por acción y reacción, corrigiendo en uno u otro sentido la posición del distribuidor, lo que provoca una cierta inestabilidad en el grupo. En los sistemas mecano-hidráulicos eso se corrige intercalando un amortiguador hidráulico (ver figura 6.37) que retarda la apertura de la válvula piloto. En los sistemas electro-hidráulicos se llega a un grado de sofisticación muy superior, de forma que la corrección, que puede ser proporcional, integral o derivativa (PID), da lugar a un mínimo de variación en el proceso de regulación.

Figura 6.35: regulador de bolas y servomotor

Un generador asíncrono conectado a una red eléctrica estable no necesita controlador, porque su frecuencia está determinada por la red. Sin embargo cuando, por alguna causa, el generador se desconecta de la red, la turbina se embala. Tanto el multiplicador como el generador deben diseñar para que soporten este incremento de velocidad durante un cierto tiempo, hasta que se cierre la válvula de entrada a la turbina, por los mecanismos de control correspondientes.

204


Para controlar la velocidad de la turbina regulando la admisión de agua, se necesita que los componentes rotativos tengan una determinada inercia. Esta inercia adicional se consigue acoplando un volante al eje de la turbina. Cuando se abre el interruptor que conecta el generador a la red, la potencia disponible acelera el volante, de modo que al volver a conectar, la energía disponible en el volante minimiza la variación de velocidad. a ecuación básica del sistema rotativo es la siguiente:

Lt TTdtdJ −=Ω [Nm] (6.32)

En la que: J = momento de inercia de los componentes rotativos [kg m2] Ω = velocidad angular [rad/s] Tt = par de la turbina [Nm] TL = par debido a la carga [Nm] Cuando Tt es igual a TL, dΩ/dt = O y Ω = 0 por lo que la marcha es estable. Cuando Tt es igual o menor que TL, Ω no es constante y el regulador tiene que intervenir para que la potencia de la turbina iguale la carga del generador. Pero no debe olvidarse que el control del caudal introduce un nuevo factor: las variaciones de velocidad en la columna de agua formada por las conducciones hidráulicas.. El efecto de los componentes rotativos es estabilizador mientras que el efecto de la columna de agua es desestabilizador. El tiempo de arranque del sistema rotativo, tiempo requerido para acelerar el equipo de cero a la velocidad de operación viene dado por:

PnR

PJtm 5086

222 Ω=

Ω= [s] (6.33)

mientras que la inercia rotativa de la unidad viene dada por el peso de los componentes que giran multiplicado por el radio de giro: ΩR2. P es la potencia instalada en kW y n la velocidad de la turbina en rpm. El tiempo de arranque del agua, tiempo necesario para acelerar la columna de agua desde cero a V, a una energía específica constante gH viene dada por:

gHLVtv Σ= [s] (6.34)

En la que: gH = energía hidráulica específica de la turbina [J/kg] L = longitud de la columna de agua [m] V = velocidad del agua [m/s] Para conseguir una buena regulación es necesario que tm/tv > 4. Los tiempos reales de arranque del agua no superan los 2,5 segundos. Si el tiempo es mayor, habrá que pensar en modificar los conductos de agua - ya sea disminuyendo la velocidad del agua o la longitud de los conductos, o instalando una chimenea de equilibrio. También se podría aumentar la inercia de rotación de la unidad, añadiendo un volante de inercia. Hay que

205


pensar que al aumentar la inercia de rotación de la unidad se mejorará el efecto del golpe de ariete y se disminuirá la velocidad de embalamiento de la turbina. 6.6 Equipos de sincronización y protección eléctrica. En todos los países, los reglamentos para el suministro de electricidad, obligan a las compañías distribuidoras a mantener, entre limites muy estrechos, la seguridad y la calidad de servicio. El productor independiente, si su central está conectada a la red, tiene que operarla de forma que la compañía distribuidora pueda cumplir con esa obligación. Para ello entre los terminales del generador y la línea de salida se instalan dispositivos, que monitorizan el funcionamiento del equipo, protegen al generador, lo conectan a la red o lo aíslan de la misma en caso de avería. La figura 6.38 muestra un esquema unifilar que cumple con los reglamentos españoles.. La monitorización se lleva a cabo mediante aparatos más o menos sofisticados para medir la tensión, intensidad y frecuencia en cada una de las tres fases, la energía producida por el generador, su factor de potencia, y eventualmente el nivel de agua en la

Figura 6.36 Esquema unifilar

206


cámara de carga. La tensión e intensidad de corriente se monitorizan mediante transformadores de potencia (PTs) y de corriente (CTs), para reducir su valor, generalmente muy elevado, a niveles más manejables. Para que los diferentes sistemas de protección puedan cumplir su misión, se necesita un interruptor principal, ya sea de aire comprimido, magnético o de vacío, capaz de aislar el generador de la red, aún cuando esté trabajando a plena carga. Como elementos de protección se necesitan:

• Relés de protección de la interconexión que garantizan la desconexión en el caso de un fallo en la red.

• Relés de mínima tensión conectados entre fases. • Relés de máxima tensión

Protección tierra-estator Máxima intensidad, con actuación temporizada e instantánea. Si el generador es de baja tensión estos relés pueden ser directos y estar instalados en el mismo interruptor. Retorno de energía Para detectar fallos en los arrollamientos del estator, y actuar antes de que se quemen, se utilizan relés diferenciales . Existen también relés que actúan sobre el interruptor principal cuando la temperatura del generador o del transformador de salida sobrepasan los limites aceptables, o en el caso de tensiones superiores o inferiores a la normal. Entre las protecciones mecánicas conviene incluir las siguientes: embalamiento de la turbina; sobre-temperatura en eje y cojinetes; nivel y circulación del circuito de refrigeración (si es que existe); nivel y circulación del aceite a presión; nivel mínimo en la cámara de carga. El productor independiente es responsable de los sistemas de puesta a tierra de la instalación, que deben ser diseñados siguiendo instrucciones de la compañía distribuidora. El sistema de puesta a tierra varía con el número de unidades instaladas y con la configuración de la central y su sistema de operación. Por razones obvias, la central debe disponer de sistemas de contadores, para medirla energía activa suministrada a la red y la reactiva absorbida de la misma. 6.7 Telecontrol La mayoría de las pequeñas centrales trabajan sin personal permanente y funcionan mediante un sistema automático de control. Como no hay dos centrales iguales, resulta casi imposible definir su configuración óptima. No obstante, existen requisitos de aplicación general

1. Todo sistema debe contar con dispositivos de control y medida de accionamiento manual para el arranque, totalmente independientes del control automático.

207


2. El sistema debe incluir los dispositivos necesarios para poder detectar el funcionamiento defectuoso de cualquier componente importante, y poder desconectar inmediatamente la central de la red.

3. Tiene que haber un sistema de telemetría que recoja, en permanencia, los datos

esenciales para el funcionamiento de la planta poniéndolos al alcance del operador para que este pueda tomar las decisiones convenientes. Esos datos deberán ser almacenados en una base de datos, para una ulterior evaluación de la central.

4. Debe incluir un sistema de control inteligente para que la central pueda

funcionar sin personal.

5. Debe ser posible acceder al sistema de control desde un punto alejado de la central para poder anular cualquier decisión tomada por el sistema inteligente.

6. El sistema debe poder comunicar con las centrales situadas aguas arriba y aguas

abajo, si es que existen, para optimizar la operación del conjunto.

7. La anticipación de fallos constituye una mejora importante del sistema. Utilizando un sistema experto, en conjunción con una base de datos operacional, se pueden detectar los fallos antes de que se produzcan y tomar las decisiones necesarias para que no ocurran.

El sistema debe configurarse por módulos: un módulo de conversión analógico a digital para medir nivel de agua, ángulo de los alabes distribuidores (y o del rodete), potencia instantánea, temperaturas, etc.; un módulo de conversión digital a analógico para accionar las válvulas del circuito hidráulico, los registradores etc.; un módulo para contar los kWh generados, el caudal, la intensidad de precipitación etc.; un módulo «inteligente» de telemetría con las interfaces de comunicación, vía línea telefónica, radio etc. Este enfoque modular se presta a satisfacer los diferentes requisitos de cada central, permitiendo la normalización del «hardware» y del «software», reduciendo el costo y facilitando el mantenimiento. Los sistemas de control automáticos contribuyen a aumentar la disponibilidad de la central, y a hacer trabajar las turbinas con una mayor eficiencia, produciendo así más kWh, con el mismo volumen de agua. Con la generalización de los ordenadores personales, los precios de estos equipos resultan inferiores a los de los antiguos procesadores programables (PLC). La posibilidad de utilizar nuevos componentes, como discos duros y una variedad de periféricos la alimentación en corriente continua procedente de las baterías de la central; la variedad y fiabilidad de las tarjetas de entrada y salida de datos; los dispositivos de vigilancia (.watch dog.) del funcionamiento de la CPU, son otros tantos triunfos en manos del proyectista que puede ensamblar a bajo precio el hardware necesario, utilizando componentes estándar. El software se diseña también con criterio modular para que su adaptación a cada planta puede hacerse rápidamente y a bajo coste. La generalización de los sistemas CAD permiten dibujar con precisión un sinóptico de la planta y visualizar los diferentes componentes que intervienen en el sistema. Los nuevos microprocesadores hacen posible el trabajo en tiempo real para hacer frente a las alarmas y acontecimientos. Los

208


nuevos lenguajes de programación permiten programar fácilmente secuencias lógicas como las de arranque y parada. 6.8 Equipo eléctrico auxiliar 6.8.1 Transformador de servicio El consumo propio de la central, incluidos los dispositivos mecánicos e hidráulicos y la iluminación, es del orden del 1 al 3 por ciento de su capacidad; las micro centrales (menos de 500 kW) tienen un consumo porcentual más elevado. El transformador de servicio debe diseñarse pues, para esa carga. Para alimentar ese transformador, en una central sin personal permanente, hay que prever, si es posible, dos fuentes exteriores de suministro diferentes, con intercambiador automático 6.8.2 Suministro de corriente continua para el sistema de control Las centrales, sobre todo si están operadas por control remoto, necesitan un sistema permanente de corriente continua a 24 V proporcionado por un banco de baterías. La capacidad del banco en amperios hora debe ser suficiente para que en caso de corte de corriente al cargador, el funcionamiento del sistema de control quede asegurado, en tanto se toman las medidas pertinentes para recuperar el suministro. 6.8.3 Registro de niveles en la cámara de carga y en el canal de descarga En una central es absolutamente necesario conocer en todo momento nivel de agua aguas arriba y aguas abajo de la turbina. El método más sencillo utiliza una regla graduada en metros y centímetros, al estilo de las miras topográficas, que alguien tiene que observar físicamente para poder registrar las lecturas. En una central sin personal este sistema es a todas luces inadecuado. El sistema tradicional utiliza un flotador que registra el nivel sobre una cinta de papel continuo, pero su lectura posterior es engorrosa. Si la central tiene un sistema de control automático, lo más lógico es utilizar para ese fin un dispositivo equipado con transductores conectados al ordenador, que acumula las lecturas en una base de datos y envía estos al programa para que tome las medidas oportunas, entre las que se incluye la emisión de una alarma cuando se considere necesaria una intervención externa. Actualmente se tienden a separar el sensor y el transductor. El sensor se colocará allí donde se quiere efectuar la medida, o en sus cercanías, con lo que es fácil que esté sujeto a condiciones muy desfavorables y de difícil acceso. El transductor podrá estar situado en una zona segura y fácilmente accesible con lo que se facilita su vigilancia y su mantenimiento. El sistema a utilizar en las medidas de nivel viene condicionado a la precisión con que se quiere efectuar la medida; en el caso de las pequeñas centrales un sensor piezoeléctrico, con una precisión del 0,1% será suficiente. La elección del punto de medida resulta también particularmente critico; la colocación del sensor en un punto donde puede haber variaciones importantes de la velocidad de corriente dará lugar a resultados erróneos.

209


Figura 6.37 medida de niveles de agua

El sensor de nivel puede transmitir la señal utilizando el método hidrostático (figura 36 a) o el neumático (figura 36 b). En el primer caso hay que cuidar que los tubos que transmiten la presión no puedan obstruirse ni puedan acumular aire. En el segundo caso hay que conseguir que el orificio del sensor .del que salen las burbujas de aire- esté cerca del nivel de la lamina de agua en el inicio de las mediciones o por debajo de el y que el agua no pueda penetrar en los tubos. La mejor solución es ocultar el sensor y sus tubos en el interior de la pared, de forma que está sea plana y no produzca alteraciones locales en la velocidad de la corriente y la proteja al mismo tiempo de cualquier golpe eventual. 6.8.4 Subestación exterior

Foto 6.9: subestación ubicada en la casa de máquinas

La subestación, situada normalmente al aire libre, incluye el interruptor principal, que aísla de la red toda la central, así como las barras de conexión entre la salida del transformador y la línea de conexión a la red, los transformadores propiamente dichos,

210


los pararrayos y la protección contra sobretensiones en la red. En zonas de marcada sensibilidad ecológica la subestación se ubica en el interior de la casa de máquinas (foto 6.9) y la salida de los cables de conexión a la red corren sobre la tubería forzada hasta la cámara de presión, de donde salen vía aérea o enterrados. Ejemplo El siguiente ejemplo ayudará a comprender los conceptos expuestos en este capítulo y en particular la utilización del concepto velocidad específica. Hay que seleccionar una turbina para equipar un aprovechamiento de 200 m de altura neta con un caudal nominal de 1,5 m3/s. La casa de maquinas está situada a una altitud de 1.000 m. Según tabla 6.3 o la figura 6.26, el punto correspondiente a la a combinación altura caudal cae dentro de la envolvente de una turbina Francis y en el de una turbina Pelton. La velocidad del rotor viene dado en función de ηQE por la ecuación 6.5:

( )QE

QEQE

Q

En η

ηη∗=

∗=

∗= 7,240

5,1

20081,9 4141

. [rps]

Si escogemos una Pelton de una tobera, el valor máximo para ηQE, de acuerdo con la tabla 6.2 sería 0,0025, y la velocidad del rotor 360 rpm. Como queremos que la turbina esté directamente acoplada a un generador, la velocidad de giro deberá ser síncrona. De acuerdo con la tabla 6.5 tendríamos que escoger una velocidad de 333 rpm, - 5,55 rps - y según 6.5, ηQE sería:

( )023,0

20081,95,155,5

4141 =∗

==E

QnQEη [-]

Las dimensiones principales de la Pelton de acuerdo con 6.18, 6.20 y 6.21 serían:

728,13332007,407,40 ===

nH

D n [m]

217,020081,9

145,1178,11178,1 =

∗==

ntobt gHn

QD [m]

547,02001

15,168,1168,12 ===

ntob HnQB [m]

[m] dimensiones excesivamente grandes para una pequeña central.

211


Pensando en una Pelton horizontal con cuatro toberas, la máxima velocidad específica ηQE , según la tabla 6.2, sería 0,025 x n0,5 = 0,050. Utilizando las mismas formulas que para el caso anterior, escogeríamos una velocidad de giro de 600 rpm lo que correspondería a una ηQE de 0,042. Las dimensiones fundamentales de la Pelton serían D1 = 0,962 m, B2 = 0,274 m, y Dt=0,108 m, dimensiones muy razonables. Si escogiéramos una turbina Francis, el valor máximo de ηQE sería 0,33 (tabla 6.2). Aplicando la ecuación 6.5, la velocidad de giro sería n = 4.765,8 rpm que está muy lejos de ser una velocidad síncrona. Si escogemos una velocidad normal para el generador de 1.500 rpm, la ηQE de acuerdo con 6.5 sería:

( )104,0

20081,9

5,1254

14

1 =∗

==E

QnQEη [-]

Las dimensiones fundamentales del rotor de la Francis serían.

( ) ( ) mn

HD n

QE 453.02560

200104,0488,231,05,8460

488,231,05,843 =∗

∗∗+∗=∗

∗∗+∗= η

mDD 595,0453,0104,0095,04,0

104,0095,04,0 31 =∗⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛+=∗⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛+=

Como ηQE < 0,164 podemos considerar que D2 = D1 = 0,595 m. De acuerdo con 6.28, el coeficiente de cavitación sería :

0533,020081.92

2104,02715,12

2715,12

41,12

41,1 =∗∗

+∗=+∗=n

QE gHVησ

De acuerdo con la ecuación 6.27, la turbina deberá instalarse a una altura:

53,12000533,081,92

281,91000880250.90

2

22

−=∗−∗

+∗−

=∗−+−

= nvatm

S Hg

Vg

PPH σ

ρ [m]

Una instalación que requiere unos trabajos de excavación importantes. Si hubiésemos elegido una Francis a 1.000 rpm tendríamos: ηQE = 0,069, D3 = 0,576 m. , D1 = 1.02 m. , σ = 0,0305 y HS= 3,21 m que no requiere excavación. La elección final obedecerá a criterios económicos. Si el caudal muestra variaciones importantes, la turbina Pelton de 4 toberas será una buena elección. En otro caso la elección recaería en la Francis de 1.000 rpm que no requiere excavación.

212


1 Actualizado por Vincent Denis (MHyLab), Jean-Pierre Corbet (SCPTH), Jochen Bard (ISET), Jacques Fonkenell (SCPTH) y Celso Penche (ESHA) Bibliografía

2 L. Vivier, "Turbines hydrauliques et leur régulation", Albin Michel, Paris, 1966 3 J. Raabe, Hydro Power, The design, use and function of hydromechanical, hydraulic and electrical equipment, VDI Verlag, 1985, ISBN 3-18-400616-6 4 T. Jacob, "Machines hydrauliques et équipements électro-mécaniques", EPFL 2002 5 V. Denis, "Petites centrales hydrauliques", EPFL 2002 6 Off. fédéral des questions conjoncturelles, "Turbines hydrauliques", Bern, 1995, ISBN 3-905232-54-5 7 Off. fédéral des questions conjoncturelles, "Générateurs et installations électriques", Bern, 1995, ISBN 3-905232-55-3 8 Off. fédéral des questions conjoncturelles, "Régulation et sécurité d'exploitation", Bern, 1995, ISBN 3-905232-56-1 9 A.Harvey, "Micro Hydro design manual, A guide to small scale water power schemes, Intermediate technology Publications, London, 1993, ISBN 1-85339-103-4 10 Société Hydrotechnique de France, "Design, construction, commissioning and operation Guide", May 1985 11 F. de Siervo & A. Lugaresi, "Modern trends in selecting and designing Pelton turbines", Water Power & Dam Construction, December 1978 12 F. de Siervo & F. de Leva, "Modern trends in selecting and designing Francis turbines", Water Power & Dam Construction, August 1976 13 F. de Siervo & F. de Leva, "Modern trends in selecting and designing Kaplan turbines", Water Power & Dam Construction, December 1977, January 1978 14 A Lugaresi & A. Massa, "Designing Francis turbines: trends in the last decade", Water Power & Dam Construction, November 1987 15 A Lugaresi & A. Massa, "Kaplan turbines: design trends in the last decade", Water Power & Dam Construction, May 1988 16 L. Austerre & J.de Verdehan, "Evolution du poid et du prix des turbines en fonction des progrès techniques", Compte rendu des cinquièmes journées de l'hydraulique, 1958, La Houille Blanche 17 H.Giraud & M.Beslin, "Optimisation d'avant-projet d'une usine de basse chute", Symposium AIRH. 1968, Lausanne 18 T.Belhaj, "Optimisation d'avant-projet d'une centrale hydroélectrique au fil de l'eau" Symposium Maroc/CEE Marrackech 1989 19 J.L.Gordon "A new approach to turbine speed", Water Power & Dam Construction, August 1990 20 J.L.Gordon "Powerhouse concrete quantity estimates", Canadian Journal Of Civil Engineering, June 1983

213


21 F. Schweiger & J. Gregori, "Developments in the design of Kaplan turbines", Water Power & Dam Construction, November 1987

22 F. Schweiger & J. Gregory, "Developments in the design of water turbines", Water Power & Dam Construction, May 1989 23 J. Fonkenell, “How to select your low head turbine”, Hidroenergia 1991.

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CAPITULO 7 IMPACTO MEDIOAMBIENTAL Y SU MITIGACIÓN 7 IMPACTO MEDIOAMBIENTAL Y SU MITIGACIÓN ........................................217

7.1 Introducción. ....................................................................................................217 7.2 Identificación de impactos ...............................................................................218 7.3 Los impactos en fase de construcción .............................................................220

7.3.1 Embalses ...........................................................................................220 7.3.2 Tomas de agua, canales, tuberías a presión y canal de descarga. .....220

7.4 Los impactos en fase de explotación ...............................................................221

7.4.1 Impacto sónico ..................................................................................221 7.4.2 Impacto paisajístico ..........................................................................223

7.4.3 Impactos biológicos ..........................................................................231

7.4.3.1 En el embalse .....................................................................231 7.4.3.2 En el cauce .........................................................................231 7.4.3.3 En el terreno .......................................................................248 7.4.3.4 Material recogido en las rejillas..........................................248

7.5 Impactos de las líneas eléctricas ......................................................................249

7.5.1 Impacto visual ...................................................................................249

7.5.2 Impacto sobre la salud ..................................................................... 250 7.6 Conclusiones ....................................................................................................250

LIST OF FIGURAS Figura 7.1: Esquema del aprovechamiento de Condiñanes .........................................224 Figura 7.2: Sección longitudinal de la central de Neckar ...........................................230 Figura 7.3: Ejemplo de curva de caudales clasificados ................................................235 Figura 7.4: Sección transversal del cauce con refugios rehabilitados ..........................237 Figura 7.5: Relación entre morfología del cauce y el caudal reservado .......................237 Figura 7.6: Escala con diafragmas ................................................................................239 Figura 7.7: Sección de los diafragmas ..........................................................................240 Figura 7.8: Escala de diafragmas con ranura vertical ..................................................241 Figura 7.9: Diafragmas en escalas Denil ......................................................................241

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Figura 7.10: Suministro de agua adicional para aumentar la atracción ........................242 Figura 7.11: Disposición de una escala en una central de bajo salto ...........................243 Figura 7.12: Sección a través de una esclusa Borland ..................................................244 Figura 7.13 Vista esquemática de una pantalla Coanda ...............................................245 Figura 7.14: Barrera bioacustica para peces .................................................................247 LISTA DE TABLAS Tabla 7.1: Impactos durante la construcción ................................................................219 Tabla 7.2: Impactos en la explotación ..........................................................................219 Tabla 7.3: Métodos basados en datos hidrológicos o estadísticos ................................235 Tabla 7.4: Métodos basados en principios fisiográficos .............................................235 Tabla 7.5: Formulas basadas en la velocidad y profundidad del agua .........................236 Tabla 7.6: Métodos basados en parámetros ecológicos ................................................236 LISTA DE FOTOS Foto 7.1: Embalse de Cordiñanes. .................................................................................224 Foto 7.2: Coronación del azud ......................................................................................225 Foto 7.3: Azud de Vilhelmina en Suecia ......................................................................225 Foto 7.4: Toma de agua al canal ...................................................................................226 Foto 7.5: En fase de construcción – excavación del canal. ..........................................226 Foto 7.6: En fase de construcción – canal en hormigón............................................... 227 Foto 7.7: En fase de construcción – canal cubierto y reforestado ................................ 227 Foto 7.8: Entrada al túnel, en fase de excavación ........................................................228 Foto 7.9: La misma entrada, cubierta y reforestada .....................................................228 Foto 7.10: Casa de maquinas ........................................................................................229 Foto 7.11: Canal de restitución .....................................................................................229 Foto 7.12: Subestación en la casa de maquinas ............................................................230 Foto 7.13: PCH en el Neckar ........................................................................................231 Foto 7.14: Escala de peces rustica ................................................................................239 Foto 7.15: Escala de peces con diafragmas ...................................................................240 Foto 7.16: Escala de peces Denil ..................................................................................242 Foto 7.17: Escala de peces en una central con toma integrada .....................................243 Foto 7.18: Pantalla coanda. ...........................................................................................246 Foto 7.19: Impacto visual de una subestación exterior. ................................................249

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7 IMPACTO MEDIOAMBIENTAL Y SU MITIGACIÓN1

7.1 Introducción. La “Tercera Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático” (COP 3) tuvo lugar en Kyoto en Diciembre de 1997. Esta fue la segunda iniciativa después de la histórica “Conferencia sobre Medio Ambiente y Desarrollo” celebrada en Río en Junio de 1992. Con anterioridad, la Unión Europea ya había reconocido la urgente necesidad de abordar el tema del cambio climático. Posteriormente se elaboró el ”Libro Blanco Para Una Estrategia Comunitaria” y un plan de acción titulado “Energía para el futuro: recursos renovables de energía”, lo que significó un paso adelante muy importante en esta área. La Directiva 2001/77/EC para la promoción de la electricidad generada con fuentes de energía renovables (E-FER) establece unos objetivos indicativos para la contribución de la E-FER a la producción global de electricidad en cada Estado Miembro. Mientras en 1997 la electricidad generada con fuentes renovables representaba, en el conjunto de Europa, el 13,4% del total, en el horizonte 2010 deberá representar el 22%. Concretamente para España, esos porcentajes serán, o deberían ser, respectivamente el 19,9% y el 29,4%. Todo ello para alcanzar los objetivos de Kyoto y disminuir la dependencia energética de Europa. Obsérvese que esos objetivos de electricidad renovable son objetivos globales, asignados como suma de objetivos nacionales, pero sin discriminar que tecnologías se van a emplear. En el 2002 se completó por ESHA, el estudio sobre el potencial de desarrollo de las PCH en la Unión Europea - “Blue Age for a Green Europe”. Los países miembros estimaban entonces que, con las limitaciones económicas y medioambientales en vigor, existía un potencial para aumentar en 1 111 MW la potencia instalada, mediante rehabilitaciones en centrales existentes (producción anual de 4 518 GWh) y 4 828 MW instalados en nuevas centrales (producción anual 19 645 GWh). El potencial técnico doblaría prácticamente las cifras anteriores: 2080 MW (8100 GWh/año) en rehabilitaciones y 9 615 (38 058 GWh/año) en nuevas centrales. La consecución de este objetivo teórico significaría la reducción anual de 20 millones de toneladas de emisiones de CO2, basándose en un valor muy prudente (el de las centrales de gas) de 0,43 kg de CO2 por kwh. No obstante, y en tanto no se aceleren los procedimientos administrativos para autorización de centrales hidráulicas estos objetivos no podrán alcanzarse. Centenares, de demandas de autorización están pendientes de aprobación, debido principalmente a conflictos medioambientales. Algunas autoridades medioambientales parecen justificar, o al menos excusar, este bloqueo basándose en la baja capacidad de las pequeñas centrales. Parecen olvidar que, por definición, las energías renovables tienen un carácter descentralizado y que, actualmente solo las pequeñas centrales hidráulicas y los parques eólicos pueden contribuir significativamente a la producción de electricidad verde. Es cierto que, aunque desde el punto de vista del impacto global la generación de energía eléctrica en pequeñas centrales hidráulicas presenta ventajas indiscutibles, no lo es menos que, al estar ubicadas, en general, en zonas de elevada sensibilidad ambiental,

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inducen impactos de carácter local no despreciables. La ventaja que tiene la pequeña hidráulica en el campo de los impactos globales no debe ser obstáculo para que, a nivel de proyecto, se identifiquen los impactos y se introduzcan las medidas correctoras necesarias. Una central térmica plantea problemas ambientales, alguno de los cuales – la emisión de anhídrido carbónico por ejemplo - no tiene solución práctica en el estado actual de la tecnología, pero dada su relevancia económica, la autorización se negocia a niveles administrativos elevados. Una pequeña central hidráulica, cuyos impactos siempre pueden mitigarse, se autoriza a niveles administrativos inferiores, en los que la influencia de los grupos de presión se hace sentir con mayor intensidad. Identificar los impactos no es tarea difícil, pero decidir que medidas de corrección deben aplicarse si lo es, porque esas decisiones se basan muchas veces en criterios subjetivos. Es por eso que solo un dialogo continuado entre instituciones y personas implicadas en el proceso, permitirá acelerar la utilización de los recursos renovables. Y aunque esa negociación entre las partes tendrá que llevarse a cabo proyecto por proyecto, sería aconsejable establecer unas pautas, que ayuden al proyectista en la búsqueda de soluciones que, de antemano, tengan muchas probabilidades de ser aceptadas en el procedimiento de autorización 7.2 Identificación de impactos Los impactos varían con la ubicación del aprovechamiento y con la solución tecnológica escogida. Desde el punto de vista de la ubicación, un aprovechamiento de montaña genera diferentes impactos que uno de llanura. Desde el punto de vista tecnológico, los aprovechamientos con embalse regulador generan impactos, cuantitativa y cualitativamente, diferentes a los generados por los aprovechamientos de agua fluyente, dentro de los cuales cabría aun distinguir, a estos efectos, entre los que derivan el agua y los que no la derivan. Las tabla 7.1 y 7.2, basadas en estudios europeos2 sobre externalidades, realizados por grupos de expertos que han llevado a cabo informes EIA (Environmental Impact Assessments), describen la amplia variedad de impactos posibles en cada fase del proyecto, señalando el receptor del impacto, el tipo de impacto y la importancia del mismo a escalas local y nacional. Subrayamos el hecho de que la relación es exhaustiva y de que un determinado proyecto no tiene porqué producir todos esos impactos. En realidad en unos proyectos aparecerán uno o varios de ellos e incluso puede suceder que un proyecto determinado no de lugar a ninguno de ellos.

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Tabla 7.1 Impactos durante la construcción Acontecimiento Personas y cosas afectadas Impacto ImportanciaEstudios geológicos Animales salvajes Ruidos baja Corte de vegetación existente

Selvicultura Alteración del hábitat media

Ampliación caminos Publico general Creación de oportunidades, alteración del hábitat

media

Movimiento de tierras Geología local Estabilidad de taludes baja Excavación de túneles Hidrogeología local Alteración de acuíferos baja Construcción de terraplenes del canal

Vida acuática e hidrogeología local

Alteración de la hidráulica del río

media

Acumulación temporal de tierras

Geología local Estabilidad de taludes baja

Desplazamiento temporal de personas caminos, líneas eléctricas

Publico general insignificante

Dragado de ríos Ecosistema acuático Alteración del hábitat media Desvío temporal del río Ecosistema acuático Alteración del hábitat alta Uso de excavavadoras, camiones, helicópteros, automóviles, blondines.

Animales salvajes, publico en general

Ruidos alta

Presencia humana durante las obras


Ruidos baja

Tabla 7.2 Impactos durante la explotación Acontecimiento Personas, cosas afectadas Impacto ImportanciaProducción de energía renovable

Publico general Reducción de emisiones alta

Represado del río Publico general Alteración del hábitat alta Estructuras permanentes en el cauce del río

Ecosistema acuático Creación de oportunidades, alteración del hábitat

alta

Desviaciones del río Ecosistema acuático Alteración del hábitat alta Tuberías forzadas Animales salvajes, publico en

general Intrusión visual media

Nuevas líneas eléctricas Animales salvajes, publico en general

Intrusión visual baja

Protección de terraplenes con piedras planas


Modificación del hábitat, Intrusión visual

baja

Diques Animales salvajes, publico en general

Modificación del hábitat, Intrusión visual

baja

Peces Alteración del hábitat alta Plantas Alteración del hábitat baja

Modificación del caudal .

Publico en general Alteración de las actividades de ocio

Ruidos del equipo electromecánico

Publico en general Alteración de la calidad de vida

baja

Limpieza del cauce del río Ecosistema acuático, Publico general

Mejora de la calidad del agua

alta

.

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7.3 Los impactos en fase de construcción Desde el punto de vista ambiental hay que diferenciar los aprovechamientos que utilizan un embalse multiuso, se insertan en canales de irrigación, o forman parte de un sistema de aducción de agua potable, de los aprovechamientos de agua fluyente. Los primeros son los que en menor medida afectan al medio ambiente, puesto que se sobreentiende que ya se aplicaron en su día las medidas correctoras para la creación del embalse y que el impacto adicional de la casa de máquinas y del canal de descarga, construidos a la sombra de una presa, es porcentualmente mínimo. Los insertados en un canal de riego o en una conducción de agua potable no producen impactos distintos de los que se indujeron con la construcción, en su día, del canal o de la conducción de agua. 7.3.1 Embalses Los impactos originados por la construcción de una presa y la creación de un embalse incluyen, además de la pérdida de suelo, la construcción y apertura de caminos, plataformas de trabajo, movimientos de tierra, voladuras, e incluso, a veces, la fabricación de hormigón y su puesta en obra. Hay otros efectos inducidos no despreciables: el efecto barrera de la presa o la alteración que conlleva su implantación en tramos de río que no estaban regulados. Por otra parte, los problemas planteados por la construcción de la presa con su infraestructura de caminos, e incluso con la apertura de una cantera de áridos para la planta de hormigón, son comunes a los de cualquier obra de infraestructura, para los que existe una metodología, suficientemente conocida, de tratamiento y búsqueda del impacto mínimo. 7.3.2 Tomas de agua, canales, tuberías a presión y canal de descarga. En los aprovechamientos de agua fluyente los impactos son semejantes a los generados por la construcción de cualquier tipo de infraestructuras y se describen en la tabla 7.1: ruidos que alteran la vida de los animales y de los humanos; peligro de erosión debido a la pérdida de cobertura asociada a los movimientos de tierra, con el consiguiente efecto sobre la turbidez de las aguas y la precipitación, aguas abajo, de sedimentos que pueden modificar el hábitat de los peces, etc. Para mitigar estos impactos se recomienda que las obras se realicen en épocas de escasa pluviosidad, y que los trabajos de revegetación del terreno se lleven a cabo inmediatamente después de terminada la construcción. En todo caso estos impactos tienen siempre un carácter transitorio, y no suelen constituir un obstáculo para la concesión de la autorización. Dado su papel protector frente a la erosión de las márgenes hay que recuperar, e incluso reforzar, la vegetación de las orillas, dañada durante la construcción de las estructuras hidráulicas inherentes al proyecto. Hay que subrayar la conveniencia de revegetar con especies autóctonas por su mejor adaptación a las condiciones locales, lo que obliga a plantearse el abastecimiento de las mismas desde los inicios del proyecto. Habrá que tener en cuenta dentro de la evaluación de impactos, los vertidos al cauce e incluso el hecho de que, durante el periodo de construcción, exista una colonia humana en una zona que normalmente está escasamente habitada. Este impacto, que en condiciones muy particulares - un parque natural por ejemplo - puede ser negativo, resulta en general positivo al aumentar, durante la fase de construcción, el nivel de

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actividad de la zona. También pueden generar problemas las emisiones de polvo, gas de combustión e incluso de ruidos, dado el alto grado de sensibilidad ecológica de las zonas en que se implantan las minicentrales. Para disminuir el impacto de las emisiones de los vehículos y, al mismo tiempo, reducir los costos de transporte es conveniente planificar bien los movimientos, y evitar recorridos innecesarios. En el lado positivo hay que subrayar la incidencia de la utilización de mano de obra local, e incluso de pequeños subcontratistas, durante todo el periodo de construcción del aprovechamiento. 7.4 Los impactos en fase de explotación 7.4.1 Impacto sónico El nivel de ruido permitido dependerá de los núcleos de población o viviendas aisladas localizadas en el entorno, y del existente antes de realizar el proyecto. Los ruidos proceden fundamentalmente de las turbinas y sobre todo, cuando existen, de los reductores. Hoy en día es posible reducir el nivel de ruido en el interior de la casa de máquinas hasta situarlo en el orden de los 80 dBA y limitarlo en el exterior a limites tan bajos que resulte prácticamente imperceptible. La central de Fiskeby3 en Norrköping, Suecia, constituye un ejemplo a seguir en el tratamiento sónico. El propietario de la central deseaba conseguir, a plena marcha y en el interior de la casa de máquinas, un nivel de ruidos por debajo de 80 dBA . En la cercanía de las casas, ubicadas a cien metros de la central, el nivel de ruidos no debía superar por la noche los 40 dBA. Para alcanzar esos objetivos decidió adquirir todos los componentes - turbinas, reductores, generadores asíncronos - a un solo proveedor, dejando en sus manos las medidas necesarias para no superar esos niveles. El suministrador adoptó, entre otras, las siguientes: tolerancias muy cerradas en el tallado y rectificado de los engranajes; mantas aislantes sobre la envolvente de las turbinas; refrigeración por agua en vez de por aire y diseño cuidadoso de todo el equipo auxiliar. Desde el punto de vista constructivo los aislantes térmicos convencionales del edificio se complementaron con aislantes sónicos. Con las medidas adoptadas se consiguió un nivel de ruidos en el interior de entre 66 y 74 dB(A), unos 20 dB(A) por debajo del nivel medio de las centrales suecas. Dado el espectro de frecuencias propio de una casa de máquinas resulta difícil identificar a posteriori que componente es el responsable del nivel de ruidos. Al acudir a un solo proveedor se eliminaron las lógicas discusiones entre suministradores acerca de cual de ellos era responsable del fracaso en el logro de los objetivos. Estas medidas se complementaron con el empleo de materiales absorbentes para las paredes, suelo y techo del edificio. Se dejó que la placa de fundación, los conductos hidráulicos y los pilares que soportan las vigas de rodadura de la grúa, tuviesen plena libertad de movimientos ante la vibración de los grupos turbogeneradores. El resto de los elementos estructurales, tales como los pilares que soportan las vigas de hormigón del techo y los elementos de hormigón prefabricados que constituyen las paredes, están apoyados en componentes a base de goma, diseñados para absorber esas vibraciones. Las vigas del techo se apoyan sobre soportes de goma, Trelleborg Novibra SAW300, y las paredes sobre una plancha de goma Novibra de 8 mm de espesor colocada cada

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medio metro, para conseguir la constante de absorción óptima en relación con la masa soportada. Una vez terminada, las emisiones sónicas de la casa de maquinas, escuchadas desde los edificios residenciales más próximos no se podían distinguir de los ruidos del trafico normal o del agua al correr por el cauce. La central subterránea de Cavaticcio4, situada a 200 m a vuelo de pájaro de la Piazza Maggiore en el corazón de la histórica ciudad de Bolonia es también digna de estudio. El nivel de ruidos en una central hidroeléctrica moderna se sitúa como media en 80-85 dbA; el nivel de ruidos, medido en las casas cercanas, era de 69 dbA por el día y 50 dbA por la noche. Las normas municipales en vigor permitían incrementar el nivel de ruidos en 5 dbA durante el día y 3 dbA durante la noche. Las medidas que se tomaron para conseguir este objetivo no difieren mucho de las tomadas en el caso anterior.

• Aislamiento de la sala de máquinas, el local más ruidoso del conjunto, con respecto a los otros edificios, mediante el uso de dobles paredes de masa diferente (para evitar la resonancia) y rellenando, con lana de vidrio, el espacio entre ambas.

• Utilización de puertas insonorizadas. • Disposición de suelos flotantes, sobre alfombras de lana de vidrio de 15 mm de

espesor. Falsos techos anacoícos. • Puertas trampa que comunican con el exterior pesadas, insonorizadas, con

burletes de neopreno. • Conductos de aire de baja velocidad (4 m/s) • Silenciadores en las chimeneas de entrada y salida del aire de refrigeración • Conductos de aire construidos con un sándwich de hormigón, lana de vidrio,

ladrillos perforados y yeso. • Componentes electromecánicos equilibrados dinámicamente. • Generadores sincronos sin escobillas, refrigerados por agua. • Engranajes de los multiplicadores tallados con precisión y rectificados después

del tratamiento térmico. • Carcasas de turbina, multiplicador y generador, fuertemente rigidizados para

evitar vibraciones • Anclaje de los equipos mediante un cemento especial anti-contracción para

garantizar una unión monolítica con el suelo. La ventilación, necesaria para disminuir la humedad de los locales, extraer el aire calentado por los equipos, y mantener una atmósfera respirable, aun cuando la central trabaja habitualmente sin presencia de personal, fue cuidadosamente estudiada para no transmitir ni ruidos ni vibraciones. A pesar de tener que introducir 3.500 m3/hora de aire fresco, la velocidad en los conductos no sobrepasa nunca los 4 m/s las chimeneas de entrada y salida están equipadas con silenciadores y los Es cierto que estos dos ejemplos constituyen casos muy particulares, pero se han mencionado aquí para demostrar que todo es posible si se demuestra que es necesario y el proyecto puede soportarlo desde el punto de vista económico. También es verdad que ambos ejemplos se refieren a aprovechamientos de baja altura en donde se requiere la utilización de multiplicadores; en un salto de gran altura la turbina podría haberse acoplado directamente al generador, eliminando así la mayor fuente de vibraciones.

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7.4.2 Impacto paisajístico Todos tendemos a rechazar cualquier cambio, por pequeño que sea, en el paisaje que nos rodea. Una nueva urbanización en nuestra cercanía o una playa artificial con arena procedente de un yacimiento submarino, son rechazadas por buena parte de la localidad, aunque en muchos aspectos, incluso el paisajístico, mejoren las condiciones del entorno. El problema es particularmente agudo en aquellos aprovechamientos hidráulicos ubicados en una zona de montaña media o alta, ambientalmente sensitiva, o en una zona urbana de carácter histórico. Es indudable que cada uno de los componentes que configuran el aprovechamiento tiene potencial para producir cambios en el paisaje. El diseño y la ubicación poco afortunada de uno solo de ellos puede afectar decisivamente a la aceptación del proyecto por el público. Es cierto que se ha avanzado mucho; desde aquellas minicentrales en las que parecía mostrarse con orgullo la mole de sus tuberías forzadas, a las construidas recientemente en parajes ambientalmente sensibles, en las que resulta difícil identificar un solo componente. Es necesario tomar conciencia del problema y buscar, desde nivel de anteproyecto, aquellas soluciones capaces de provocar el mínimo rechazo. Aun cuando voluminosos, la mayoría de los componentes pueden ocultarse a la vista, si se utiliza adecuadamente la topografía y la vegetación. El uso de pinturas no reflectantes, con colores que se diluyen en el paisaje; la construcción de azudes a base de rocas que simulen la apariencia de un rápido; el diseño de una casa de máquinas que se asemeje más a una cabaña de pescadores que a un edificio industrial, etc. pueden hacer que un proyecto que encontraba una fuerte oposición de los lugareños, termine por ser aceptado con agrado. Cuando el lugar es especialmente sensitivo y el potencial económico del aprovechamiento lo admite, pueden encontrarse soluciones increíbles, y hacer posible que un aprovechamiento de considerable potencia pueda ubicarse, sin desdoro, en un parque nacional. El primer y principal “incordio” de un aprovechamiento suele ser la tubería forzada. Hay que aprovechar cualquier elemento del terreno – rocas, plantas, etc.- que pueda contribuir a ocultarla y, si no hay otra solución, camuflarla mediante una pintura que reduzca el contraste con el paisaje. En todo caso, lo mejor, si es posible, es enterrarla, lo que implica problemas de mantenimiento y control, pero en cambio reduce las variaciones de temperatura en el tubo y consiguientemente el número de juntas de dilatación, y elimina lo que sería una barrera al paso de animales. La toma de agua, el canal de derivación, la casa de maquinas, y la línea de transmisión a la red deben integrarse hábilmente en el paisaje. Para facilitar la autorización de construcción habrá que incorporar al proyecto todas las estrategias de mitigación posibles, lo que por regla general no aumentará significativamente el extracoste. El examen de dos esquemas, que consideramos particularmente exitosos desde el punto de vista ecológico, proporcionará una serie de ideas al proyectista potencial, que le permitirán convencer a las autoridades medioambientales de que no hay ningún lugar, por sensible que sea, que no pueda albergar un proceso de conversión energética tan benigno y aceptable como el que presenta. Los dos ejemplos que presentamos son el aprovechamiento de Cordiñanes, en el parque natural de Picos de Europa (España), y el del río Neckar, ubicado en el centro histórico de Heidelberg (Alemania).

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La figura 7.1 muestra esquemáticamente el aprovechamiento de Cordiñanes. Lo primero que llama la atención es el embalse producido por el azud de 14 m de altura, altura necesaria para que la lámina de agua alcance el nivel de un antiguo túnel reconstruido, que forma parte del canal de derivación Desde el punto de vista paisajista, el impacto de un embalse, aunque sea pequeño como este (Foto 7.1), es negativo, pero tiene también aspectos positivos - la lámina de agua es prácticamente estable - y atractivos turísticos añadidos como la natación, la pesca y el piragüismo, que compensan ampliamente los efectos negativos que su existencia pueda conllevar.

Foto 7.1: embalse de Cordiñanes

El azud (Foto 2), estructura móvil con una compuerta Tainter para mantener estable el nivel de la lamina de agua, es una construcción de hormigón relativamente airosa, pero

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cuyos 14 m de altura lo convierte, sin duda, en uno de los componentes más difíciles de disimular.

Foto 7.2: coronación del azud en Cordiñanes

La fotografía 7.3 muestra un azud construido para la central de Vilhelmina (Suecia) con materiales terrosos y núcleo impermeable, especialmente diseñado para mitigar el impacto paisajista. La superficie de la coronación y el paramento aguas abajo - con un talud de 1:3, salvo en un tramo de 40 m donde el talud es 1:10 – están protegidos por una capa de piedras grandes, embebidas en hormigón hasta la mitad de su altura. Este diseño permite que los peces remonten fácilmente la corriente y el azud muestra una ventaja ecológica adicional: aun con pequeños caudales, da la impresión de ser un rápido natural (Foto 7.3).

Foto 7.3: azud de Vilhelmina

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De la toma de agua, que forma parte integral de la estructura del azud (Foto 7.4) sale un canal construido en hormigón armado, con una sección de 2 x 2,5 m y una longitud de 1.335 m, totalmente enterrado y con la cobertura vegetal completamente restaurada.

Foto 7.4: toma de agua integrada en el azud con compuerta al canal

Las fotografías 7.5, 7.6 y 7.7 muestran la obra del canal en sus tres fases: excavación, canal en hormigón armado y canal terminado y reforestado.

Foto 7. 5: excavación para el canal

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Foto 7.6: canal en hormigón armado

La presencia de un poste del tendido eléctrico – línea de Posada de Valdeón a Cordiñanes - permite asegurar que se trata del mismo lugar y que las dos últimas fotos están tomadas desde el mismo sitio, aunque en diferentes estaciones. Evidentemente, en la foto 7.7 parece imposible que exista un canal.

Foto 7.7: el canal ya cubierto y reforestado

Las fotos 7.8 y 7.9 dan una idea de como se ha tratado mediante restauración vegetal la entrada al túnel: en la primera se ve el túnel en pleno trabajo de perforación; en la segunda, el canal cerrado que llega a la entrada del túnel ha sido recubierto de vegetación y la entrada al túnel - que se puede visitar entrando por el canal, una vez que este queda en seco - es invisible. Se trata de un viejo túnel de 900 m de longitud, que había sido abandonado ante la imposibilidad de atravesar un tramo de derrabe, reconstruido con una sección mojada de 2 x 1,80 m y con una pendiente del uno por mil. El túnel en sus últimos 50 m se ensancha hasta alcanzar una anchura de 4 m y termina en una cámara de carga, limitada por un aliviadero semicircular, totalmente

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mimetizada en la pared de roca, y de cuyo fondo arranca la tubería forzada, con un diámetro de 1,40 m y 650 m de longitud..

Foto 7.8: la entrada al túnel en plena excavación En sus primeros 110 m la tubería discurre por una zanja de 2,50 x 2 y una pendiente cercana a los 60º, excavada en la roca y posteriormente cubierta con hormigón de un color semejante al de aquella. Los 540 m restantes discurren por el cauce de una riega, enterrada en una zanja, a la que posteriormente se le restituyó la cubierta vegetal

Foto 7.9: la misma entrada una vez reforestada

La tubería de 1.400 mm de diámetro, al llegar a la casa de máquinas se divide en dos de 900 mm de diámetro para alimentar dos turbinas Francis de 5.000 kW de potencia. La casa de máquinas (Foto 7.10) muestra la tipología característica de las cabañas que abundan en la localidad. Sus muros de piedra caliza, su tejado construido con cerámica envejecida y sus ventanas y contra-ventanas de madera, no dan idea de su vocación

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industrial. Además la casa de máquinas está enterrada en 2/3 de su altura, lo que contribuye a mejorar aun más su apariencia

Foto 7.10: casa de maquinas

. La devolución de agua al río, tras atravesar las turbinas, se hace a través de una cascada que mimetiza la obra de fábrica que constituye el canal de restitución. (Foto 7.11)

Foto 7.11: canal de restitución

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La subestación de transformación está ubicada en el interior de la casa de máquinas (foto 7.12), desde la que los cables de transmisión salen enterrados sobre la tubería forzada, corre dentro del túnel y sigue oculta hasta alcanzar una zona en la que por ser visibles otros tendidos eléctricos para alimentación de las diferentes pedanías no se justifica el extracoste de su ocultación, Posteriormente, una vez pasado el pueblo de Posada de Valdeón, para salir del valle el tendido tiene que atravesar una ladera en la que anidan los urogallos., rara especie de ave en trance de desaparición. En ese tramo el cable va completamente enterrado a fin de no disturbar la vida de esa especial especialmente protegida en Asturias.

Foto 7.12: Subestación en la casa de maquinas

La central del Neckar5 (Foto 7.13), ubicada prácticamente en el centro histórico de Heidelberg, se autorizó con la condición de que no interfiriese la visión de la presa construida en el pasado para hacer navegable el río. La figura 7.2 representa el esquema de la planta, completamente sumergida, en el que puede verse una de las dos turbinas Kaplan en pozo, de 1535 kW de potencia cada una.

Figura 7.2: esquema conceptual de la central

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La central, ubicada aguas arriba de la presa, está completamente enterrada y no se ve desde la orilla. Como es natural el costo de esta central resulta excepcionalmente elevado - unos 3.760 euros por kW instalado

Foto 7.13: pequeña central sobre el Neckar en Heidelberg

7.4.3 Impactos biológicos 7.4.3.1 En el embalse Por razones económicas, una PCH no puede disponer de un embalse, aunque si puede hacer uso de uno que hubiese sido construido con anterioridad para atender otros usos – laminación de avenidas, regadíos etc. En los aprovechamientos que disponen de embalse, la PCH puede explotarse con extracciones intermitentes para turbinar solo en horas punta, operación que resulta particularmente nociva, porque origina variaciones bruscas de nivel en el tramo de río, aguas abajo de la central. Resulta curioso que las autoridades ambientales estipulen cuidadosamente las condiciones para el tramo de río cortocircuitado entre la presa y la central, prefijando valores en general muy altos para el caudal ecológico, pero rara vez se preocupen por lo que ocurre aguas abajo de esta última. Este problema se evitaría con el encadenamiento de centrales, de forma que la salida de una, coincidiese con la cola de embalse de la siguiente. Pero esta solución, que eliminaría el problema de los desembalses periódicos, conduciría a una sobreexplotación del curso de agua, con los daños que esa práctica produce en el ecosistema

. 7.4.3.2 En el cauce En los aprovechamientos de agua fluyente – el esquema más frecuente en los aprovechamientos de montaña - que derivan el agua del curso del río para llevar el agua a la central - hay un tramo del cauce, el ubicado entre la toma aguas arriba de la central y el canal de desagüe a la salida de las turbinas, que puede tener una gran longitud para aumentar el salto y que queda cortocircuitado. En el caso extremo de que se turbine todo el caudal del río, el tramo cortocircuitado quedará en seco, pero cuando el caudal natural

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supere al nominal, el agua desbordar á sobre el azud para entrar en el mismo. Son sobre todo estos cambios rápidos de periodos secos a húmedos, los que empobrecen la fauna piscícola y ribereña. Aparece aquí un claro conflicto de intereses. El productor opinará que la producción de electricidad con recursos renovables es una valiosa contribución a la humanidad, al reemplazar a otro proceso que daría lugar a emisiones de gases de invernadero, con significativo impacto global. La agencia medio-ambiental verá, por el contrario, en la derivación del agua una amenaza a la ecología del río, un atentado a un bien de dominio público. 7.4.3.2.1 Caudal ecológico (Caudal reservado) Se denomina con uno de los dos términos, el caudal que debe transitar permanentemente por el cauce cortocircuitado. Las formulas para su calcula son muchas y tienden a aumentar de día en día, lo que demuestra que no hay ninguna que sea universalmente valida. En las páginas siguientes tratamos de describir las más utilizadas, agrupadas por los principios que rigen su cálculo. Todas las formulas descritas suministran solo un valor que puede ser utilizado con fines reguladores. Un grupo formado en el marco del TNSHP (Thematic Network on Small Hydroelectric Plants) de ESHA ha elaborado un estudio más completo sobre el tema, que puede ser consultado en su página web: www.esha.be. Métodos basados en valores estadísticos. Este conjunto de métodos obtiene el valor del caudal ecológico como un determinado porcentaje del caudal medio del río (MQ), porcentaje que varía entre el 2,5% para el Cemagref (formula aplicada en Francia), y el 60% para Montana (USA) cuando se trata de ríos en los que la pesca tiene una importancia significativa. En Austria la norma se basa en el Q347, caudal que se sobrepasa 347 días del año. En España el valor varía mucho según las comunidades autónomas: en Navarra es el 10% del modulo para zonas ciprínicas y el Q330 para zonas salmoneras; en Asturias es el mayor de los valores resultantes de aplicar las siguientes formulas: a) 0,35Q347, b) 15*Q347// (LnQ347)2, c) 0,25Q347 + 75, para todos los ríos en general, y dicho valor más 4 l/s/ Km2 de cuenca de captación, para los ríos salmoneros. Un segundo grupo se basa en el caudal mínimo (NMQ). El caudal ecológico puede variar así entre el 20% del NMQ (Rheinland-Pfalz, Hessen) y el 100% del NMQ (Steinbach). Un tercer grupo se refiere a valores determinados de la curva de caudales clasificados, como el: Q300 (Swiss Alarm limit value, Matthey y Matthey linearizado), Q347 (German Büttinger), NMQ7 (el valor más bajo de los caudales medios en los siete meses de máximo caudal) NMQAug (el MNQ de Agosto), Q361, Q355 y otros. Métodos basados en valores fisiográficos. Estos métodos calculan el caudal reservado como un factor relacionado con una característica de la cuenca de captación – generalmente l/s por km2 de superficie de cuenca. Los valores sugeridos varían entre límites muy amplios: en los EEUU, en ríos

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http://www.esha.be/


con abundancia de pesca se sugieren valores de 9,1 l/s por km2, mientras que en los arroyos cristalinos de los Alpes suizos se sugieren valores de 2,1 l/s km2. Formulas basadas en la velocidad y profundidad del agua Estos métodos presuponen que la fauna se desarrolla aceptablemente cuando la velocidad de la corriente, o el tirante de agua, superan un cierto valor. Revisando los métodos en vigor se observa que, por ejemplo, para la velocidad de la corriente se dan valores entre 30 cm/s (método de Steiermark) y 12-24 cm/s (método de Oregon). Otro criterio utilizado para estimar el valor del caudal reservado en este grupo de métodos es la anchura del cauce – se utilizan valores entre 30 y 40 l/s por metro de anchura - o el perímetro mojado (por ejemplo se específica que el perímetro mojado por el caudal ecológico debe ser al menos el 75% del mojado por el caudal natural) Métodos basados en parámetros ecológicos e hidráulicos Coexisten en este grupo una gran variedad de métodos, difíciles de definir en pocas palabras. El más conocido, y probablemente el más frecuentemente aplicado es el PHABSIM. El PHABSIM es un modelo que permite relacionar el caudal que circula por un cauce con el micro hábitat disponible para varios estados vitales de una especie determinada. Los cuatro componentes que determinan la viabilidad de la fauna acuática son:

• el caudal • La estructura del hábitat físico) la forma del canal, la distribución del sustrato, y

la vegetación ripariana) • la calidad del agua (incluida la temperatura) • los aportes de la cuenca (sedimentos, nutrientes y materia orgánica)

El PHABSIM (Physical Habitat Simulation System) tiene como objetivo simular una relación entre el caudal que circula por el canal y el micro hábitat disponible para varios estados vitales de una especie determinada. Los dos componentes básicos del PHABSIM son el modelo hidrológico y el modelo biológico, en el que se introducen parámetros hidráulicos y de criterios idoneidad del hábitat. La simulación hidráulica se utiliza para describir el área del arroyo con sus varias combinaciones de profundidad, velocidad de corriente e índice del canal como una función del caudal. Esta información se utiliza para calcular una medida del hábitat, conocida como la Superficie Ponderada Útil (SPU) de un determinado segmento del arroyo. Para la aplicación al caudal reservado, el trabajo se simplifica seleccionando varias secciones transversales (transectos) representativos del arroyo en cuestión: rápidos, tablas, remansos, islas etc. Habitualmente, si el río no es muy complejo, basta seleccionar cuatro o cinco transectos. Cada sección se divide en celdas homogéneas en las que se mide la velocidad media y la profundidad, así como el substrato que son los componentes que definen el índice de idoneidad. Para medir la velocidad en cada celda se utilizan las mismas técnicas ya descritas en el capitulo 3, apartado 3.3.1.2. El programa se ejecuta en tres fases: la primera simula el nivel de superficie libre del agua (NSL), la segunda las velocidades de la corriente y la tercera el hábitat físico en función del caudal.

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El software para ejecutar el modelo, a partir de los valores aportados de las medidas en campo, puede ser descargado gratis, del Fort Collins Science Center del USGS (Instituto Geológico de los Estados Unidos), en la siguiente dirección: http://www.fort.usgs.gov/Products/Software/PHABSIM/. Un manual en pdf del programa, de 299 páginas se puede descargar desde: http://www.fort.usgs.gov/Products/Publications/ Hay disponible un curso sobre la “Instream Flow Incremental Methodology (IFIM)” en http://www.fort.usgs.gov/Products/Presentations/ifim_shortcourse/ifim_shortcourse.asp Habitat Prognoses Model Este modelo ha sido desarrollado para limitar el gasto que representa conocer todos los datos necesarios para determinar el caudal reservado. El modelo, utilizando un número limitado de parámetros determina un “mínimo caudal ecológico” y un valor umbral para la “energía económica”.El valor escogido es una función de ambos valores, con un valor máximo de 5/12 de NMQ. Entre otros métodos utilizados puede destacarse el de Prognosis del Hábitat (Habitat Prognoses Model), el Indic3e de Calidad del Hábitat (Habitat Quality Index), y el Pool Quality Index según el cual cuanto mayor sea el número de charcos existentes en el canal, menor será el valor exigido para el caudal reservado. Las tablas 7.3, 7.4, 7.5 y 7.6 dan los resultados de aplicar diferentes métodos de evaluación en un curso de agua definido por los siguientes parámetros: Parámetros fisiográficos: Área de la cuenca = 129 km2

Anchura media del canal = 20 m Sección del canal = rectangular Pendiente media del canal = 2,3% Caudal medio anual (MQ) = 2,33 m3/s Caudal medio mínimo (NMQ) = 0,15 m3/s Valores de la curva de caudales clasificados (CCC) figura 7.3 Q300 1,98 m3/s Q347 1,60 m3/s Q355 1,38 m3/s Q361 0,37 m3/s .

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http://www.fort.usgs.gov/Products/Software/PHABSIM/

http://www.fort.usgs.gov/Products/Publications/

http://www.fort.usgs.gov/Products/Presentations/ifim_shortcourse/ifim_shortcourse.asp


Figura 7.3 Ejemplo de curva de caudales clasificados

Tabla 7.3: Métodos basados en datos hidrológicos o estadísticos

Método Descripción Caudal reservado(l/s)


10% MQ 233 Rheinland Pfalz

0,2-0,5 Q365 30-75

Lanser 5-10% MQ 116-233 Hessen 0,2-0,9 Q36530-75

Cemagref 2,5-10% MQ 58-233 Q341 370

Steinbach Q365 150 Alarm limit

0,2 Q300 380

Baden Wurterberg

1/3 Q365 50 Búttinger Q347 1.600

Tabla 7.4: Métodos basados en parámetros ecológicos

Método Descripción Caudal reservado(l/s


PQI 7 – 9 % MQ 163-210

PQI 50–70% Q355

690-966

Oberösterreich 3,6-4,3 l/s/km2

432-516

Steiermark

hw>10 cm

2290

Los valores mostrados en las tablas muestran grandes variaciones y subrayan cuan difícil es aplicar estos métodos para determinar el caudal reservado en el tramo cortocircuitado. En particular, las formulas basadas en la velocidad y profundidad del agua arrojan valores irrazonables.

Bajo este punto de vista resulta recomendable reestructurar el cauce para disminuir el caudal reservado. Este enfoque ofrece la doble oportunidad de, conseguir una mejor eficiencia medioambiental para el agua vertida (velocidad del agua y profundidad adecuada a las exigencias del ecosistema), y aumentar la producción de energía de un recurso renovable.

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Tabla 7.5: Formulas basadas en la velocidad y profundidad del agua

Método Descripción Caudal

reservado (l/s)


reservado (l/s)

Steiermark 0,3-0,5 m/s 80-290 Oregon 1,2-2,4 m/s 2600-15000

Oberösterreich hw≥20 cm 7 150 Steiermark hw≥10 cm 2290

Miksch 30-40 l/s/km2 600-800 Tirol hw≥15-20cm 4450-7150

Tabla 7.6: Formulas basadas tomando en consideración parámetros ecológicos


reservado (l/s)


reservado (l/s)

PQI 7 – 9% MQ 153-210 PQI 50-70% Q355 690-966

Oberösterreich 3,6-4,3 l/s/km2 432-516 Steiermark hw≥10 cm 2290

Conviene subrayar el hecho de que si hay que utilizar cualquiera de los métodos biológicos para determinar el caudal ecológico, hay que tener en cuenta la posibilidad de obtener mejores resultados, desde el punto de vista del productor, modificando el cauce cortocircuitado. Medidas tales como el cultivo de árboles en las orillas para proporcionar zonas sombreadas, colocación de grava en el fondo para mejorar el sustrato, refuerzo de las orillas para combatir la erosión etc. pueden ser de gran ayuda. La inversión consiguiente a estas medidas se amortizará rápidamente al disminuir el valor del caudal reservado. En la figura 7.4 (tomada de una comunicación del Dr. Martín Mayo) se muestra la cobertura o refugio, compuesta tanto por elementos naturales como artificiales, que suministran protección a los vertebrados e invertebrados contra la corriente y la insolación, o que sirven de refugio ante un peligro. La existencia de cuevas y cornisas sumergidas proporciona refugio seguro frente al ataque de los depredadores. Así hay que tener en cuenta las oquedades e intersticios del substrato (huecos entre bloques y gravas), las cornisas o cuevas sumergidas de las orillas y la existencia de tocones con raíces sumergidas cuya consistencia suponga un buen refugio. Asimismo resulta favorable la vegetación ribereña, que cuando está cerca de la superficie del agua, proporciona cobertura de sombra que es utilizada por los peces de cualquier tamaño para defenderse de la insolación u ocultarse a la vista de los depredadores terrestres (entre paréntesis, el mayor depredador terrestre es el pescador furtivo). Todos estos elementos contribuyen a definir lo que en el método de la APU se denomina coeficiente de refugio Ir que al aumentar su valor reduce el caudal mínimo necesario para la supervivencia biológica. Esto da indiscutiblemente, y por primera vez, la posibilidad de actuar positivamente sobre el tramo cortocircuitado para reducir el valor del caudal ecológico, mejorando la rentabilidad del aprovechamiento, sin dañar el hábitat piscícola.

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Figura 7.4: sección transversal del cauce con refugios rehabilitados

Como demostración – la relación entre caudal reservado y morfología del cauce es del tipo del gráfico siguiente:

Figura 7.5: relación entre morfología del cauce y el caudal reservado

Una de las medidas a tomar es crear estanques (charcos) para la cría de peces, serpentear el cauce en arroyos con poco agua, para aumentar la velocidad de la corriente y la profundidad, modificación de la pendiente para aumentar la profundidad, concentrando en rápidos o en cascadas (30 – 40 cm) los consiguientes cambios bruscos

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de pendiente, etc. La dificultad estriba en hacer permanente esta morfología, ya que no se pueden subestimar los efectos de las avenidas y de la dinámica natural de los ríos. El documento preparado por ESHA, en el marco de la Red Temática de las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (TNSHP) ofrece una visión más completa de los parámetros que afectan el valor del caudal reservado (pendiente, afluentes, estructura del cauce etc.), y puede ser consultado en su página Web www.esha.be. 7.4.3.2.6 Pasos de peces (peces ascendentes) Un curso de agua es ante todo un biótopo específico, sede sobre todo de una vida piscícola que se demuestra muy frágil ante la acción del hombre - y no solo como consecuencia de la construcción de aprovechamientos hidroeléctricos. Para poder garantizar su ciclo vital, un pez debe acceder a tres tipos de hábitat generalmente bien diferenciados:

• zona de reproducción • zona de crecimiento de los juveniles • zona de crecimiento de los genitores

Para las especies residentes, estos tres hábitats suelen encontrarse en una zona restringida. Por el contrario para los migratorios, estos hábitat están muy diferenciados y la supervivencia de la especie exige que puedan desplazarse fácilmente de uno a otro. Dentro de los migratorios hay que distinguir los anódromos, que desovan en agua dulce pero pasan la mayor parte de su vida en el océano, y los catódromos que desovan en el océano y se hacen adultos en el agua dulce Los migratorios ven obstaculizados sus desplazamientos por los azudes de derivación y, en mayor medida, por las presas. Hay pues que facilitarles el paso mediante las adecuadas estructuras. Según OTA 1995 (Office of Technology Assessment en los EE.UU.) no existe una solución universal para estos pasos. Su diseño necesita la colaboración de ingenieros y biólogos, su explotación tiene que estar bien estructurada y su mantenimiento debe ser cuidadoso para evitar un fracaso. El paso ascendente puede conseguirse con multitud de tecnologías: escalas de peces, elevadores (ascensores y exclusas), bombas y medios de transporte. Las bombas están sujetas a controversia porque los peces sufren daño al pasar a través de ellas, y los medios de transporte resultan complicados y poco usuales en los pequeños aprovechamientos. El paso con estanques sucesivos, sin duda el más utilizado, divide la altura a salvar mediante una serie de estanques comunicados entre sí por diafragmas con vertederos, orificios o escotaduras verticales. Los estanques juegan así un doble papel: crear zonas de descanso para los peces y disipar la energía cinética del agua que desciende por el paso. El tamaño de los estanques y el desnivel entre los mismos deben dimensionarse para las especies migratorias presentes en el río. Estos pasos se pueden clasificar en tres tipos, en función de como se estructuren los diafragmas que separan los estanques:

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• Diafragmas con escotaduras rectangulares por las que pueden pasar, los peces y el arrastre de fondo

• Diafragmas que solo tienen orificios en el fondo por los que pasan los peces • Diafragmas con escotaduras verticales y orificios de fondo

Los estanques con diafragmas que solo tienen orificios en el fondo presentan poco interés práctico. Efectivamente los salmónidos no los necesitan al poder saltar de estanque en estanque y en cambio las alosas no pueden pasar nadando a través de ellos por que están a excesiva profundidad. Los pasos más antiguos son los de diafragmas tipo vertedero (figura 7.6) pero presentan el inconveniente de que al variar la altura de la lamina de agua en el río, el caudal sobre el que nadan los peces varía excesivamente.

Figura 7.6: escala con diafragmas tipo vertedero

Estas escalas no permiten el paso del arrastre de fondo, para lo que habría que dotarlos con orificios de fondo. La foto 7.14 nos muestra una escala de este tipo instalada en una estación de control en Asturias (España)

Foto 7.14: escala de peces de construcción rustica

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La foto 7.15 muestra una escala con diafragmas dotados de escotaduras verticales y orificios de fondo.

Foto 7.15

La forma y disposición de los diafragmas se ven en la figura 7.7. Para una anchura de estanques variable entre 1,20 m y 2,40 m las longitudes varían entre 1,80 y 3,00 m y el desnivel entre estanques sucesivos es del orden de 25 a 40 cm. Para la alosa por ejemplo el desnivel no debe superar los 25 cm. Los salmones en cambio no requieren unos parámetros tan críticos. Existen programas de ordenador que facilitan el cálculo hidráulico de estos pasos y que se utilizan para optimizar anchuras, longitudes, carga hidráulica, desniveles y dimensiones de escotaduras y orificios7.

Figura 7.7: secciones y perspectiva de la escala foto 7.14

240


El tipo de pasos de diafragmas con ranuras verticales (figura 7.8) se ha popularizado mucho en los EE.UU. pero es poco conocido en Europa8.

.. :

Figura 7.8

Los diafragmas tienen una ranura vertical por la que pasan tanto peces como sedimentos arrastrados por la corriente. Los defensores de este tipo de paso alaban su estabilidad hidráulica, incluso con grandes variaciones de caudal. Las pasos con retardadores, ideados por Denil, constan de un canal rectilíneo, con pendientes de hasta 1:5, una anchura entre 60 cm. y 100 cm., y equipado con diafragmas dispuestos regularmente (figura 7.9). Estos diafragmas disminuyen la velocidad de la corriente para que los peces puedan remontarlos.

Figura 7.9

241


Foto 7.16: Un paso Denil

El pez debe franquear el paso de una sola vez y en el caso de que el desnivel supere los dos metros, hay que prever estanques intermedios de reposo. En otro caso se corre el

riesgo de que los peces tengan que hacer un esfuerzo demasiado prolongado y sean incapaces de remontarlo. Estos pasos son, en general, muy selectivos y solo resultan adecuados para salmónidos de más de 30 centímetros. Son fáciles de ubicar porque dada su fuerte pendiente ocupan poco espacio (ver foto 7.16,).

Figura 7.10

Para que un paso cumpla su misión es necesario que los peces, antes de llegar al obstáculo, se sientan atraídos hacia la entrada. Su correcta ubicación y las condiciones hidrodinámicas del entorno, condicionarán el éxito o el fracaso del dispositivo. Cuanto más lejos de la entrada capte el pez la corriente de agua que sale de la escala, mayor será su probabilidad de atracción. En el caso de los salmónidos, la corriente a la salida de la escala, deberá mantenerse entre 1 y 2 m/s, aunque si el agua es muy fría o muy caliente (menos de 8° C o más de 22º C, habrá que disminuir la velocidad de salida, ya que los peces se vuelven perezosos y no saltan. En los periodos de

migración, hay que mantener esa corriente

242


sea cual sea el caudal del río aguas abajo del obstáculo. Si se quiere evitar que el caudal circule por todo el paso, se puede proceder a inyectar agua justo a la entrada del mismo, como en la figura 7.10. Conviene que la entrada al paso esté cerca del azud ya que los salmónidos tienen tendencia a buscarlo bordeando los obstáculos. En centrales de baja altura sin derivación, la entrada deberá estar situada en la margen próxima a la casa de máquinas, tal y como se esquematiza en la figura 7.11 y se muestra en la foto 7.17,

tomada desde la salida del canal de descarga. La escala de peces aparece a la izquierda de la casa de máquinas, pasando debajo del puente que une a esta con la orilla del río. En la fotografía se aprecia la corriente de atracción. Si la escala de peces estuviera en la orilla opuesta, se correría el peligro de que al abandonarla, los peces fueran arrastrados aguas abajo por la corriente del aliviadero, no pudiendo alcanzar la entrada. La salida del paso debe situarse en una zona de aguas profundas (un metro como mínimo) para que los peces puedan alcanzar sin esfuerzo adicional un lugar

de descanso, antes de continuar su migra-ción. No se situará la salida ni en una zona de corrientes rápidas ni en una zona de aguas muertas o de recirculación en las que el pez podría quedar atrapado. En el canal de retorno deberá colocarse una rejilla de rejas fijas, que permitan la salida de los cuerpos extra-ños pero impidan la

entrada de los peces ascendentes.

Foto 7.17: escala de peces como en la figura 7.12

Figura 7.11

243


Entre los elevadores hay que destacar la esclusa «Borland». El dispositivo consta de una cámara de retención ubicada aguas abajo del azud, conectada con otra similar situada aguas arriba, mediante un pozo inclinado o vertical. Ambas cámaras disponen de una compuerta automatizada. El concepto de funcionamiento es muy semejante al de las esclusas de navegación. Los peces son atraídos a la cámara situada aguas abajo que, en un momento dado, se cierra y se llena de agua conjuntamente con el pozo. Los peces que han ascendido por el pozo, abandonan la cámara superior a través de su compuerta. Para atraer a los peces y hacerlos salir de la cámara superior, se establece una corriente de agua, a través de un "bypass" ubicado en la cámara inferior. La figura 7.12 indica esquemáticamente el modo de funcionamiento

Figura 7.12: esclusa Borland

En presas de más altura hay que acudir a dispositivos de captura y transporte. En estos, los peces se atrapan en una cubeta para ser transportados aguas arriba, bien sea por vía acuática (por ejemplo mediante una esclusa de navegación), bien sea por ascensor o por funicular, o más sencillamente por camión. EDF ha desarrollado en Francia pasos con ascensor muy sencillos, cuyos resultados con la alosa han sido espectaculares. El ascensor de Golfech, por ejemplo, cuando se inauguró en 1989, permitió subir ciento veinte toneladas de alosas (unos 66.000 individuos), que hasta su instalación quedaban bloqueadas al pie de la presa.

7.4.3.2.7 Pasos de peces (peces descendentes) Una gran parte de los peces migratorios en su viaje aguas abajo y muchos de los peces residentes que son arrastrados por la corriente pasarán por las turbinas si no se toman las debidas precauciones. Los peces, al pasar por las turbinas, están sujetos a choques con los componentes fijos y móviles de las mismas, a aceleraciones y deceleraciones, a variaciones bruscas de presión y a cavitación. La mortalidad para los salmónidos juveniles en turbinas Francis y Kaplan varían con el tipo de rodete (diámetro, velocidad de rotación, etc.), las condiciones de funcionamiento, la altura de salto y la especie y tamaño de los peces afectados. En general, es más baja en las turbinas Kaplan, con una media entre 5% y 20%. Las turbinas de bulbo reducen la mortalidad a menos de un 5%9.

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Aparentemente. La altura de salto no es un factor decisivo. Una turbina, trabajando con un salto de 12 m produce la misma mortalidad que si trabajase con un salto de 120 m. La elevación del, rodete sobre la lámina de agua es, en cambio, un factor muy importante, independientemente del fenómeno anejo de cavitación. Cuanto más eficiente es una turbina menor es la mortalidad que origine; una turbina trabajando a plena caga produce una menor mortalidad que trabajando a carga parcial. .La solución para evitar esa mortalidad consiste en impedir su entrada utilizando rejillas, con espaciado suficientemente pequeño para que no puedan atravesarla los peces. Estas rejillas trabajan enviando el rechazo a un paso alternativo, lo que se consigue con mayor eficacia colocando las rejillas inclinadas, con el canal alternativo situado aguas abajo de la rejilla. La rejilla tiene que tener una superficie lo suficientemente amplia como para reducir la velocidad con la que llega la corriente, de modo que los pees puedan escapar sin chocar contra ellas.

Figura 7.13: pantalla coanda

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La foto 7.18 10muestra una pantalla innovativa autolimpiante. Conocida bajo el nombre de Coanda11, la pantalla es en realidad un azud cuyo paramento aguas abajo está constituido por una pantalla curvilínea construida con perfiles transversales de acero inoxidable. Como muestra la figura 7.13, el agua pasa entre los perfiles y se recoge en un canal ubicado debajo de la pantalla, mientras que los peces, conjuntamente con la broza, y el 90% de las partículas de más de 0,5 mm. de diámetro, siguen su camino río abajo. Para que los peces no se dañen al resbalar sobre la pantalla su superficie debe ser muy lisa. Los peces no pueden quedar en seco, por lo que es necesario que un cierto caudal de agua - que podría ser el caudal ecológico - circule permanentemente sobre la pantalla. Este caudal arrastrará también la broza que pueda haber quedado en el borde inferior de la pantalla, broza que pondría en peligro la supervivencia de los peces retenidos en la zona. La pérdida de salto producida por este tipo de pantalla es elevada -entre 1,20 y 1,60 m - por lo que no se recomienda su utilización en saltos de baja altura. La pantalla puede tratar hasta 140 l/s por metro lineal.

Foto 7.18: pantalla coanda

7.4.3.2.8 Sistemas de guía por comportamiento. El guiado por comportamiento está basado en la respuesta de los peces a determinados estímulos, ya sean de repulsión o de atracción: o bien se repele a los peces para que no entren en la toma de agua a las turbinas o se los atrae hacia un punto situado fuera de ella. En los últimos años se han ensayado gran número de estímulos: campos eléctricos, lámparas de mercurio y estroboscópicas, barreras de acústicas, chorros de agua, y cortinas de burbujas de aire. Las técnicas de guiado por comportamiento exhiben una gran sensibilidad al sitio y a la especie de pez y no parece que puedan trabajar nunca con la misma eficacia que las rejillas, en toda clase de condiciones hidráulicas posibles12. Los estudios realizados recientemente por el EPRI parecen concluir en que los estímulos acústicos son los más eficaces. Para que un pez sea repelido por un sonido es necesario que este sea suficientemente fuerte como para destacar sobre el ruido de fondo, sobre todo si la

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barrera se sitúa en las cercanías de máquinas como turbinas o bombas. Las señales ensayadas presentan una forma de onda que cambia frecuente y rápidamente de amplitud y frecuencia, para disminuir el fenómeno de adaptación. La acción más efectiva es la de obligar al pez a alejarse rápidamente de la fuente de peligro (por ejemplo de la toma de agua a las turbinas). El sistema BAFF (Bio Acoustic Fish Fence) produce, una especie de “pared acústica sumergida”, mediante una cortina de burbujas generada con aire comprimido, en la cual se inyecta un sonido de baja frecuencia (variable entre 50 y 500 Hz). Aun generando sonidos de alto nivel (por encima de 160 decibeles) en el seno de la cortina, los niveles de ruido son insignificantes a tan solo a unos metros de distancia. Para que el sistema sea efectivo, el pez no solo tiene que oír el sonido sino que tiene que resultarle realmente irritante13.. Cuando se quiere evitar la entrada de peces - repeliéndolos - en una toma de agua, se recomienda el sistema SPA (Sound Projector Array), robusto, fiable y muy efectivo. Por ejemplo, en la entrada del sistema de refrigeración de una central nuclear con agua de mar, el sistema es capaz de evitar la entrada del 80% de los arenques y del 54% de las pescadillas. En cuando lo que se trata es de conducir a los peces hacia un bypass de retorno la barrera bioacústica BAFF representa la mejor solución En 1996, se instaló en la central de Blantyre, en el río Clyde, en Escocia un sistema mixto sonido-burbujas. La central está equipada con una turbina Kaplan de 575 kW de potencia. Una barrera acústica, alimentados por un generador de señales - entre 20 y 2000 Hz –se sitúa aguas arriba de la toma (figura 7.14) y guía a los peces hacia un camino de fuga, construido sobre el azud. La experiencia ha demostrado que, cuando la barrera está activada, el número de adultos que pasan por la turbina, experimenta una reducción del 91,5% y el de juveniles del 73,6%14. La barrera puede emplearse igualmente a la salida del canal de fuga, cuya corriente puede atraer a los salmónidos adultos, para evitar que estos entren en las turbinas a contracorriente.

Figura 7.14. Barrera bioacustica para peces

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Según declaraciones de Mr.Turpenny12 de Fawley Aquatic Research Laboratories Ltd U.K.”la desventaja de las barreras de este tipo es que no excluyen el 100% de los peces, mientras que las barreras físicas, si la separación entre barras es suficientemente fina, si lo consiguen. En la practica las barreras basadas en el comportamiento de los peces frente a determinados estímulos, varía entre el 50% y el 90%, en función del tipo de peces y condiciones del sitio. Los peces que atraviesan esa barrera pasarán, con toda probabilidad, por las turbinas con el consiguiente riesgo para su supervivencia.” Las pantallas colocadas a la entrada de la toma de agua, no necesitan conducto de retorno porque los peces arrastrados por la corriente, paralelamente a la pantalla, vuelven al río sobre el aliviadero que controla el caudal ecológico. La experiencia concluye que la caída por aliviaderos provoca una tasa de mortalidad reducida, muy inferior indiscutiblemente, que la que provocan las turbinas. Curiosamente la altura de caída no es un factor crítico., como se demuestra arrojando salmones desde un helicóptero; la velocidad Terminal aumenta hasta los 30 metros, pero permanece constante para alturas superiores. Eicher menciona el caso de un aliviadero, tipo salto de ski, que arroja los peces en caída libre a un estanque situado 80 metros más abajo, con una mortalidad cercana a cero. Cuando la pantalla está colocada dentro de la toma, es necesario disponer de un paso que devuelva los peces al río. Para alcanzar ese paso, los peces no deberán tener que nadar a contracorriente por lo que el conducto deberá estar a continuación de la pantalla, supuesta ésta instalada en ángulo con la corriente. La entrada al conducto debe ser amplia, porque los peces sienten cierta repugnancia a entrar en conductos pequeños. Con pantallas fijas verticales, el conducto deberá tener una sección rectangular con una anchura del orden de los 45 cm y será regulable mediante el empleo de diafragmas metálicos, para poder controlar el caudal de agua, que no debería sobrepasar el ecológico. El conducto de retorno puede ser tubular de sección llena o en forma de canal, preferiblemente abierto, tanto para facilitar su conservación como para obviar la oscuridad que, en general, ya que el contraste de luz es rechazado por los peces. Si es tubular, de sección llena, hay que cuidar que no haya remolinos, porque los peces al absorber el aire pueden sobresaturarse y resultar dañados cuando lleguen a una zona de menor presión. El polietileno de alta densidad y el PVC son materiales muy apropiados para fabricar estos conductos. La velocidad de salida no debe ser muy alta – se recomienda una velocidad de 0,8 m/s - para evitar daños a los peces. 7.4.3.3 En el terreno Los canales han constituido tradicionalmente un obstáculo al libre paso de los animales. Para evitarlo los canales hoy día están cubiertos y revegetados de forma que no presentan obstáculo alguno. En todo caso en zonas muy sensibles, por ejemplo donde aun existen osos, las agencias ambientales tienden a extremar las medidas de protección e incluso llegan a denegar la autorización 7.4.3.4 Material recogido en las rejillas Casi todas las plantas hidroeléctricas tienen maquinas de limpieza de rejillas, que eliminan los materiales arrastrados por el agua, para evitar que dañen las turbinas o disminuyan la eficiencia hidráulica al colmatarlas. Cada año se sacan del agua toneladas

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de materiales (bolsas de plástico, botellas, latas, hojas y toda clase de detritos naturales). En muchos países está prohibido volver a arrojar estos materiales al río y hay que deshacerse de ellos sin causar daños en el terreno, lo que resulta costoso. En este sentido está claro que una PCH juega el papel de limpiador del río, lo que no se suele tener en cuenta por las agencias de medioambiente aunque sea un impacto claramente positivo. Para el productor esto representa un gasto que habrá que minimizar adoptando la estrategia necesaria 7.5 Impactos de las líneas eléctricas 7.5.1 Impacto visual Las líneas eléctricas y los corredores correspondientes, tienen un impacto estético negativo sobre el paisaje. Estos impactos pueden mitigarse adaptando la línea al paisaje, o en casos extremos, enterrándola.

Foto 7.19 Impacto visual de una subestación exterior

La solución óptima de una línea eléctrica, estudiada desde una óptica técnica y financiera, es en general la que producirá los impactos más negativos.. Efectivamente, para conseguir una mayor separación, los pilones se ubican en lo alto de las colinas, con lo que la línea se convierte en un elemento dominante del paisaje. Aunque a priori no puede decirse que una línea quebrada se comporta mejor desde el punto de vista visual que una línea recta, en general estas ultimas resultan mas impactantes. En zonas de montaña, de elevada sensibilidad ecológica, las líneas eléctricas dominan el paisaje y ejercen una influencia negativa sobre el escenario. Piénsese sin embargo que las líneas eléctricas existen aun donde no hay plantas hidroeléctricas. Los pueblos aun cuando estén en la alta montaña, necesitan electricidad y, a menos que utilicen sistemas fotovoltaicos autóctonos, las líneas de transmisión son inevitables. En la central de Cordiñanes, la subestación está ubicada en el interior de la casa de máquinas. Con ello se obvia la visión poco estética de una subestación exterior (foto 7.19). La línea sale sobre la tubería forzada, pasa por el túnel y transita sobre el canal hidráulico y solo sale

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a la superficie, en el azud, ya muy cerca de Posada de Valdeon en donde existe un gran número de líneas de distribución eléctrica que dan energía al pueblo. Esta solución, muy costosa, solo es factible cuando las condiciones del aprovechamiento lo permiten. 7.5.2 Impacto sobre la salud Además de la obstrucción visible hay un aspecto que preocupa a los que viven en las cercanías de la línea: los aparentes riesgos que sobre la salud presentan sus radiaciones electromagnéticas. Tras varios años de informes contradictorios los expertos aseguran ahora que residir en áreas cercanas a líneas eléctricas no incrementan el riesgo de cáncer, y eso en el caso de las líneas de muy alta tensión. Dada la tensión empleada en las minicentrales (en general menor de 66 kV) el peligro es inexistentes ya que los campos electromagnéticos generados son inferiores a los que generan algunos electrodomésticos.. 7.6 Conclusiones El elevado número de aprovechamientos desarrollados en las últimas dos décadas demuestra que, aun en condiciones medioambientales altamente restrictivas, es posible la coexistencia de las PCH y el medioambiente. Aun cuando la explotación de una PCH no está exenta, en principio, de ciertos problemas medioambientales, la amplia gama de medidas mitigadoras ofrecen al proyectista la posibilidad de poner en marcha un proyecto perfectamente compatible con la naturaleza. La convivencia de la pequeña hidráulica y la protección del medio ambiente es perfectamente viable siempre que el proyectista aborde el tema con sensibilidad y entusiasmo. 1 Revisado por Bernhard Pelikan (ÖVFK), Luigi Papetti (Studio Frosio) y Celso Penche (ESHA) Bibliografía ___________________________ 2 European Commission - "Externalities of Energy - Volume 6 Wind and Hydro" EUR 16525 EN 3 S. Palmer. "Small scale hydro power developments in Sweden and its environmental consequences". HIDROENERGIA 95 Proceedings. Milan 4 F. Monaco, N. Frosio, A. Bramati, "Design and realisation aspects concerning the recovery of an energy head inside a middle European town" HIDROENERGIA 93, Munich 5 J. Gunther, H.P. Hagg, "Volltändig Überflutetes Wasserkraftwerk Karlstor/Heidelberg am Neckar", HIDROENERGIA 93, Munich 6 European Commission - "Externalities of Energy - Volume 6 Wind and Hydro" EUR 16525 EN. 7 Santos Coelho & Betamio de Almeida, "A computer assisted technique for the hydraulic design of fish ladders in S.H.P." HIDROENERGIA 95, Munich 8 J Osborne . New Concepts in Fish Ladder Design (Four Volumes), Bonneville Power Administration, Project 82-14, Portland, Oregon, 1985 9 Department of Energy, Washington, USA. "Development of a More Fish-Tolerant Turbine Runner" (D.O.E./ID.10571) 10 Dulas Ltd. Machynllyth, Powys, Wales SY20 8SX. e-mail [email protected] "Static screening systems for small hydro". HIDROENERGIA 97 Conference Proceedings, page 190 11 James J. Strong. “Innovative static self-cleaning intake screen protects both aquatic life and turbine equipment” HYDRO88 Conference papers. 12 D.R. Lambert, A. Turpenny, J.R. Nedwell "The use of acoustic fish deflection systems at hydro stations", Hydropower & Dams Issue One 1997

250


CAPITULO 8. ANALISIS ECONOMICO1 8 ANALYSIS ECONOMICO.......... ............................................................................ 252

8.1 Introducción........ ........................................................................................252

8.2 Consideraciones básicas .............................................................................252

8.3 Factor de actualización ...............................................................................255 8.4 Métodos de evaluación económica .............................................................257

8.4.1. Métodos estáticos ........................................................................257 8.4.2 Métodos dinámicos ..................................................................... 258 8.4.3 Ejemplos ....................................................................................260

8.5 Tarifas e incentivos ....................................................................................266

LISTA DE FIGURAS Figure 8.1: Coste específico por kW instalado ............................................................253 Figura 8.2: Coste de inversión en €/kW para bajo salto ...............................................254 LISTA DE TABLAS Tabla 8.1: Factor de actualización para n periodos n y r costes de oportunidad ..........256 Tabla 8.2: Análisis de flujos de caja. ............................................................................261 Tabla 8.3: Variaciones del VAN con el coste de oportunidad y ciclo de vida .............262 Tabla 8.4: Variaciones del Rc/b con el coste de oportunidad y ciclo de vida ..............263 Tabla 8.5: VAN y Rc/b para variaciones en % del precio de la energía eléctrica ........263 Tabla 8. 6: Ejemplo B – Cashflow anuales para inversiones financiadas ....................264 Tabla 8.7: Análisis financiero de aprovechamientos reales en Europa .......................265 Tabla 8.8: Tarifas eléctricas en la UE 15 ......................................................................266

251


8 ANALISIS ECONÓMICO1

.8.1 Introducción

Un proyecto de inversión en un aprovechamiento hidroeléctrico exige unos pagos, extendidos a lo largo de su ciclo de vida, y proporciona unos ingresos también distribuidos en el mismo periodo de tiempo. Los pagos incluyen el costo inicial de inversión, extendido en el tiempo gracias a los mecanismos de financiación externa, y unas cantidades anuales con una parte fija -seguros e impuestos diferentes del que grava los beneficios - y otra variable -gastos de operación y mantenimiento- mientras que los ingresos corresponden a las ventas de la electricidad generada. Al final del proyecto, cuya vida está en general limitada por la duración de la autorización administrativa, quedará un valor residual que en teoría es siempre positivo. El análisis económico tiene como objetivo comparar ingresos y gastos para cada una de las posibles alternativas a fin de decidir cual de entre ellas es la que conviene acometer, o si hay que renunciar definitivamente al proyecto. Desde el punto de vista económico, una central hidroeléctrica difiere de una central térmica, en que la primera exige un costo de inversión más elevado que la segunda, pero por el contrario sus costes de explotación son sensiblemente inferiores al no necesitar combustible. El primer problema que se plantea al analizar la inversión, es si los cálculos deben hacerse en moneda real o en moneda constante. En la práctica se considera que los gastos y los ingresos se ven igualmente afectados por la inflación por lo que, en general, se recomienda elaborar el análisis en moneda constante. Con esta perspectiva los costes futuros, de renovación o de cualquier otro tipo, se evalúan a los precios actuales. Si hay razones para creer que ciertos factores evolucionarán con una tasa diferente a la del IPC, estos se harán crecer, o disminuir, a la tasa de inflación diferencial. Por ejemplo, si se presupone que las tarifas eléctricas van a subir un punto por debajo del IPC, habrá que considerar que los ingresos por este concepto van a disminuir a una tasa del 1% anual, mientras que el resto de los factores permanecen constantes 8.2 Consideraciones básicas El primer paso para evaluar económicamente un proyecto es el de estimar con la mayor precisión posible el costo de la inversión. En una primera aproximación, se pueden utilizar datos económicos correspondientes a instalaciones similares o utilizar ábacos desarrollados con ese fin. El IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, España) en su publicación "Minicentrales Hidroeléctricas" 1, analiza los costes de los diferentes elementos que configuran un aprovechamiento - azud, toma, canal, cámara de carga, tubería forzada, casa de máquinas, turbinas, generadores, transformador y línea eléctrica - en función de los parámetros que de forma más directa influyen en el mismo. Fonkenelle2 también proporciona nomogramas para el cálculo de costes de inversión pero exclusivamente para centrales de baja altura. El Departamento Nacional de Águas e Energía Elétrica (DNAEE) de Brasil, ha desarrollado un programa de ordenador, el "FLASH", para estudios de viabilidad que incluye datos de costes de inversión.

252


Hay un gran número de paquetes de software tales como Hydra, Hydrosoft, Peach, algunos de los cuales están disponibles en la Web y pueden ser descargados, al menos en versiones de evaluación. Probablemente el más completo y genérico es el “RETScreen Prefeasibility Analysis Software” del Departamento de Recursos Naturales de Canadá, disponible libremente en la red, conjuntamente con un magnífico manual. Fácil de manejar, permite un análisis de costes de inversión, producción de energía y análisis financiero. En una comunicación a HIDROENERGIA 97 relativa al programa THERMIE, H. Pauwells, de la entonces DGXVII (hoy DGTREN), presentó las curvas de costes en euros por kW instalado, obtenidas por regresión de los datos correspondientes a los 187 proyectos presentados al programa, entre 1984 y 1986. La figura 8.1 muestra estos costes en función de la altura de salto, para tres gamas de potencia. Como era de esperar el coste de inversión por kW, disminuye con la altura de salto y con la potencia instalada. Los aprovechamientos de 250 kW con un salto por debajo de 15 metros, resultan excesivamente caros.

Figura 8.1 costes en €/kW para diversos saltos y potencias

El programa "Hydrosoft"4 incorpora unas curvas de costes de inversión, para aprovechamientos de 2m, 3m, 4m y 5m.de altura de salto y potencias entre 100 kW y 2.000 kW, que se reproducen en la figura 8.2. En el proyecto se presupone que la potencia se obtiene instalando dos turbinas con la mitad de potencia.

253


Potencia instalada en kW

Figura 8.2: coste de inversión en €/kW para bajo salto

La figura 8.3 representa otras cifras de coste de inversión, más recientes, pero referentes a centrales de muy baja potencia (10 – 1000 kW) suministradas por ESTIR (Energy Scientific and Technological Indicators and References) en Diciembre 2002, para cuatro valores de la potencia instalada, pero sin diferenciar las alturas de salto lo que las hace poco útiles – el coste disminuye significativamente con la altura – entre 1.500 y 6.000 €/kW para micro centrales de menos de 100 kW, entre 1.500 y 6.000 €/kW para minicentrales entre 100 y 500 kW, y entre 1.300 y 4.500 €/kW para minicentrales entre 500 y 1.000 kW. Sea cual sea la herramienta empleada en una primera fase, si los resultados son prometedores, habrá que elaborar un anteproyecto en el que se defina cada uno de los componentes con detalle suficiente para poder solicitar ofertas a los suministradores potenciales y obtener unos precios, que no podrán considerarse todavía firmes, pero que serán suficientemente indicativos en un definitivo estudio de factibilidad. No hay que olvidar que, en una central conectada a la red, hay que incluir en los costos de inversión, el correspondiente a la línea de conexión entre central y red de distribución, que siempre se construye a cargo del productor. Aun cuando pueda ser considerada propiedad de la distribuidora. Es por eso que un emplazamiento cercano a una línea de distribución se verá favorecido por el análisis económico, ya que las líneas eléctricas son relativamente costosas. Tampoco hay que olvidar las líneas telefónicas, necesarias en una central automatizada para transmitir la telemetría y las señales de alarma, por lo que la proximidad de la central a una línea telefónica constituirá también un factor favorable. Actualmente la utilización de WAP a través de General Packet Radio Services (GPRS) es una opción aceptable siempre que haya cobertura adecuada.

254


8.3 Factor de actualización Como los proyectos objeto de estudio tienen, en general, programas de gastos e ingresos muy diferentes en el tiempo, es necesario convertir esos flujos de caja, ya sean negativos o positivos, a una base común. Una determinada cantidad de dinero gastada o recibida en un momento dado tiene un valor diferente que si se gasta o se recibe en otro momento. El dinero efectivamente puede invertirse durante un intervalo de tiempo dado, con la garantía de una ganancia; dinero y tiempo están pues relacionados. El termino .valor actual. describe el valor de una cantidad monetaria en un momento diferente a aquel en el que ha sido pagada o recibida. Suponiendo que el interés del dinero -o el costo de oportunidad- sea r, el gasto Ci (o el beneficio Bi), desembolsado o recibido en el año i, se actualiza al año cero mediante la ecuación

La fracción encerrada entre paréntesis es conocida como «factor de actualización» y la tabla 8.1 muestra los valores de dicho factor para periodos de tiempo y costos de oportunidad diversos. Para conocer el valor actual de una cierta cantidad, a recibir o a pagar dentro de i periodos de tiempo (años, meses o semanas), bastará aplicar la formula (8.1) o multiplicarla por el factor equivalente que aparece en la Tabla 8.1, supuesto conocido el costo de oportunidad r y el valor de i. Por ejemplo, si el costo de oportunidad es el 8%, la cantidad de 1000 € que un inversor recibirá dentro de cinco años, equivale a recibir ahora:

( )9,1020

10,011500.1 8 =

+× €

Para facilitar el análisis económico también se utiliza otro concepto matemático: el del valor actual de una anualidad. Se entiende por anualidad una serie de pagos iguales a lo largo de un cierto periodo de tiempo. El valor actual de una anualidad a n años, con un pago anual C, comenzando al final del primer año, será el resultado de multiplicar el pago C por el factor An, valor actual de una serie uniforme, igual a la suma de los valores actuales

An = V1 +V2 + V3 +.........+Vn

Es fácil de demostrar que

( )( )

( )3

111

111 n

n

nn

nr

rrr

rVA

−+−=

+−+

=−

= (8.2)

Por ejemplo, el valor actual de una serie de pagos de 200 € durante tres años, efectuando el primer pago al finalizar el primer año, vendrá dado por el resultado de multiplicar los 200 € por el valor de An en la ecuación 8.2, o por el factor de actualización obtenido de la tabla 8.1.

255


( ) 42,515;577,208,0

08,011 3

=×=+−

=−

nn ACA €

Tabla 8.1: Factor de actualización para n periodos n y r costes de

oportunidad un único pago serie de pagos uniforme n/r 4% 6% 8% 10% 4% 6% 8% 10% 1 0,9615 0,9434 0,9259 0,9091 0,9615 0,9434 0,9259 0,9091 2 0,9246 0,8900 0,8573 0,8264 1,8861 1,8334 1,7833 1,7355 3 0,8890 0,8396 0,7938 0,7513 2,7751 2,6730 2,5771 2,4869 4 0,8548 0,7921 0,7350 0,6830 3,6299 3,4651 3,3121 3,1699 5 0,8219 0,7473 0,6806 0,6209 4,4518 4,2124 3,9927 3,7908 6 0,7903 0,7050 0,6302 0,5645 5,2421 4,9173 4,6229 4,3553 7 0,7599 0,6651 0,5835 0,5132 6,0021 5,5824 5,2064 4,8684 8 0,7307 0,6274 0,5403 0,4665 6,7327 6,2098 5,7466 5,3349 9 0,7026 0,5919 0,5002 0,4241 7,4353 6,8017 6,2469 5,7590

10 0,6756 0,5584 0,4632 0,3855 8,1109 7,3601 6,7101 6,1446 11 0,6496 0,5268 0,4289 0,3505 8,7605 7,8869 7,1390 6,4951 12 0,6246 0,4970 0,3971 0,3186 9,3851 8,3838 7,5361 6,8137 13 0,6006 0,4688 0,3677 0,2897 9,9856 8,8527 7,9038 7,1034 14 0,5775 0,4423 0,3405 0,2633 10,5631 9,2950 8,2442 7,3667 15 0,5553 0,4173 0,3152 0,2394 11,1184 9,7122 8,5595 7,6061 16 0,5339 0,3936 0,2919 0,2176 11,6523 10,1059 8,8514 7,8237 17 0,5134 0,3714 0,2703 0,1978 12,1657 10,4773 9,1216 8,0216 18 0,4936 0,3503 0,2502 0,1799 12,6593 10,8276 9,3719 8,2014 19 0,4746 0,3305 0,2317 0,1635 13,1339 11,1581 9,6036 8,3649 20 0,4564 0,3118 0,2145 0,1486 13,5903 11,4699 9,8181 8,5136 21 0,4388 0,2942 0,1987 0,1351 14,0292 11,7641 10,0168 8,6487 22 0,4220 0,2775 0,1839 0,1228 14,4511 12,0416 10,2007 8,7715 23 0,4057 0,2618 0,1703 0,1117 14,8568 12,3034 10,3711 8,8832 24 0,3901 0,2470 0,1577 0,1015 15,2470 12,5504 10,5288 8,9847 25 0,3751 0,2330 0,1460 0,0923 15,6221 12,7834 10,6748 9,0770 26 0,3607 0,2198 0,1352 0,0839 15,9828 13,0032 10,8100 9,1609 27 0,3468 0,2074 0,1252 0,0763 16,3296 13,2105 10,9352 9,2372 28 0,3335 0,1956 0,1159 0,0693 16,6631 13,4062 11,0511 9,3066 29 0,3207 0,1846 0,1073 0,0630 16,9837 13,5907 11,1584 9,3696 30 0,3083 0,1741 0,0994 0,0573 17,2920 13,7648 11,2578 9,4269 31 0,2965 0,1643 0,0920 0,0521 17,5885 13,9291 11,3498 9,4790 32 0,2851 0,1550 0,0852 0,0474 17,8736 14,0840 11,4350 9,5264 33 0,2741 0,1462 0,0789 0,0431 18,1476 14,2302 11,5139 9,5694 34 0,2636 0,1379 0,0730 0,0391 18,4112 14,3681 11,5869 9,6086 35 0,2534 0,1301 0,0676 0,0356 18,6646 14,4982 11,6546 9,6442 36 0,2437 0,1227 0,0626 0,0323 18,9083 14,6210 11,7172 9,6765 37 0,2343 0,1158 0,0580 0,0294 19,1426 14,7368 11,7752 9,7059 38 0,2253 0,1092 0,0537 0,0267 19,3679 14,8460 11,8289 9,7327 39 0,2166 0,1031 0,0497 0,0243 19,5845 14,9491 11,8786 9,7570 40 0,2083 0,0972 0,0460 0,0221 19,7928 15,0463 11,9246 9,7791

256


8.4 Métodos de evaluación económica Aun cuando el método más simple es el de calcular el periodo de recuperación de la inversión, los preferidos por los contables son el del valor actual neto (VAN) y el de la tasa interna de rentabilidad (TIR), métodos que tienen en cuenta un mayor numero de factores y sobre todo trabajan con valores actualizados del dinero. 8.4.1 Métodos estáticos 8.4.1.1 Método del periodo de recuperación de la inversión El método calcula el número de años que se necesitan para poder recuperar, con los beneficios, el coste total de inversión. Este tiempo en general, se calcula considerando beneficios antes de impuestos y sin descontar el valor del dinero. El calculo es como sigue:

anualnetobeneficioinversióndeteretornodeperiodo cos

=

El calculo no tiene en cuenta el coste de oportunidad del capital. El coste de oportunidad del capital es el retorno que podría haberse obtenido mediante una inversión alternativa. Los costos de inversión incluyen, costes de ingeniería, obtención de los necesarios permisos y autorizaciones administrativas, obra civil y equipo electromecánico. Los beneficios corresponden a las ventas anuales de electricidad, una vez deducidos los gastos de operación y mantenimiento a un valor constante del dinero. En general, se estima en el sector que, para que una inversión sea interesante, el periodo de recuperación no debe exceder de 7 años El método no permite elegir entre varios proyectos o incluso entre varias alternativas posibles de un mismo proyecto, ya que al no tener en cuenta los ingresos obtenidos después de recuperar el capital no se llega a evaluar la rentabilidad global a lo largo de la vida del proyecto. Con este método, los proyectos con un periodo de recuperación más corto tienen preferencia sobre aquellos en los que el periodo es más largo. En teoría los proyectos con periodos de recuperación más corto tienen mayor liquidez y presentan menos riesgo. Si se adopta este criterio el inversor escogerá siempre proyectos en los que la inversión se recupera más deprisa, lo que no implica que a lo largo de la vida del proyecto este tenga una mayor rentabilidad, tomano en consideración el coste de oportunidad. 8.4.1.2 Método del retorno de la inversión Se entiende por retorno de la inversión (ROI) el ratio entre el beneficio anual, deducidos los gastos de explotación, mantenimiento y amortización y el valor total de la inversión.

100cos

×−

=ióntedeinvers

nesamortiacioanualesnetosingresosROI

257


Para este cálculo la amortización se supone lineal:

proyectodelvidaresidualvalorinversióndeteónamortizaci −

=cos

El ROI proporciona una estimación rápida de los beneficios del proyecto y una base para comparar diferentes alternativas o proyectos. En este método de análisis se tienen en cuenta los ingresos a lo largo de toda la vida del proyecto (a diferencia del de tiempo de recuperación de la inversión que solamente considera el tiempo necesario para recuperarla). Sin embargo el ROI toma en consideración los ingresos netos anuales pero no tiene en cuenta los costes de oportunidad del capital. 8.4.2 Métodos dinámicos Los métodos dinámicos tienen en cuenta todos los ingresos y gastos a lo largo de la vida del proyecto y el momento en que estos tienen lugar. 8.4.2.1 Método del valor actual neto (VAN) Los beneficios esperados de una inversión realizada en un cierto momento y conservada a lo largo de su vida, radican esencialmente en la corriente de rendimientos futuros que se espera que la inversión propicie. La diferencia entre los ingresos y los gastos, descontados ambos, al año cero en el que el promotor comienza la inversión, es lo que se conoce como valor actualizado neto (VAN). Para calcular el VAN se emplea la formula siguiente:

( )( )∑

=

=

++

++−=

ni

Iri

iiii Vr

MOIRVAN

1 1 (8.5)

en la que

Ii = inversión en el año i Ri = ingresos en el año i Oi = costos de operación en el año i Mi = costos de mantenimiento y reparación en el año i Vr = valor residual de la inversión al final de su vida, supuesto que la vida de los

equipos sea superior a la de la inversión (por ejemplo por expirar la concesión de agua)

r = tasa anual de descuento n = numero de años de vida del proyecto

El calculo se hace generalmente para un periodo de 30 años, porque dadas las técnicas de descuentos, tanto los ingresos como los gastos son insignificantes para periodos más largos. Diferentes proyectos pueden ser clasificado en orden de VAN decreciente. Se rechazaran los proyectos en los que el VAN sea negativo, ya que eso significaría que los beneficios descontados a lo largo de la vida del proyecto no cubren los costes de inversión. Entre los positivos, se dará preferencia a los que tengan un mayor VAN.

258


Los resultados del VAN son muy sensibles a la tasa de descuento y un error en la determinación de la tasa correcta puede alterar, e incluso invertir, el orden de preferencia de los mismos. Para un inversor la tasa de descuento será tal que le permita escoger entre invertir en un aprovechamiento mini hidráulico o conservar sus ahorros en el banco. Normalmente, y en función del precio del dinero, la tasa variará entre el 5% y el 12%. Si los ingresos son constantes en el tiempo y tienen lugar al final de cada año, su valor descontado viene dado por la ecuación 8.3. El método no distingue entre un proyecto que implica elevados costos de inversión y promete un cierto beneficio, y otro que implica una menor inversión y produce el mismo beneficio, en tanto los dos proyectos tengan el mismo VAN. Así un proyecto que requiera una inversión de un millón de € en valor actualizado y de lugar a un millón cien mil € de beneficios actualizados dará el mismo VAN que otro proyecto en el que se inviertan cien mil € y dé lugar a dos ciento mil €, ambos en valores actualizados. Los dos proyectos tendrán un VAN de cien mil €, pero en el primero el productor para obtener el mismo VAN, habrá tenido que invertir un capital diez veces mayor. Ha habido bastante controversia9 sobre el uso de una tasa de descuento constante en el calculo del VAN. Las teorías económicas recientes sugieren, para proyectos de larga vida, el uso de tasas de descuento descendentes. Como ejemplo de proyectos de este tipo se ocluirían los proyectos relacionados con el cambio climático, la construcción de centrales eléctricas, e infraestructuras tales como carreteras y ferrocarriles. Tomando como ejemplo las inversiones para luchar contra el cambio climático, los costes de mitigación sufridos ahora solo se recuperarán en un plazo largo. Si se utiliza una tasa de descuento fija, los beneficios después de los treinta años resultan insignificantes, pero mantienen en cambio un valor apreciable si la tasa de descuento disminuye. Resumiendo, el uso correcto de una tasa decreciente pone énfasis en los costes y beneficios en un futuro distante. Las oportunidades de inversión con una corriente de beneficios acumulada a lo largo de la vida de un proyecto de larga duración, presenta más atractivos. 8.4.2.2 Ratio Costo-Beneficio El método del costo/beneficio compara el valor actual de los beneficios previstos con el de los costos actualizados, de acuerdo con la ecuación:

( )(

( ))∑

∑

+++

+= n

iiii

n

ii

cb

rOMI

rR

R

0

0/

1

1 (8.6)

Cuyos parámetros son los mismos que los de la formula (8.5)

259


8.4.2.3 Tasa Interna de Rentabilidad (TIR) La Tasa Interna de Rentabilidad (TIR) es la tasa de descuento r, para la que el VAN es cero. Entre las diversas inversiones alternativas a estudiar se escogerá la que ofrece un TIR más elevado. La tasa de rentabilidad interna debe ser varios puntos más alta que el coste del dinero, a fin de compensar el riesgo, el tiempo empleado y los problemas asociados con el proyecto. El inversor escogerá el proyecto que tenga el TIR más elevado. El TIR se calcula generalmente mediante un proceso iterativo hasta llegar a un valor r que dé un VAN cero. Las hojas electrónicas realizan ese proceso iterativo de forma automática, y en una sola operación. Los siguientes ejemplos muestran como aplicar los conceptos expuestos más arriba, al caso hipotético de un pequeño aprovechamiento hidroeléctrico. 8.4.3 Ejemplos 8.4.3.1 Ejemplo A Potencia instalada 4 929 kW Producción anual estimada 15 750 MWh Ingresos anuales del 1er año €1 006 320 Se estima que la tarifa eléctrica subirá anualmente un 1% por debajo de la tasa de inflación El costo estimado en € para el proyecto es como sigue: 1. Estudio de factibilidad 6.100 2. Diseño y gestión del proyecto 151.975 3. Obra civil1 2.884.500 4. Equipo electromecánico 2.686.930 5. Montaje e instalación 686.930 Subtotal 6.416.435 Imprevistos (3%) 192.493 Inversión total en € 6.608.928 El costo de inversión por kW instalado será pues

6.608.928/4.929 = 1.341 €/kWh El costo de inversión por MWh producido anualmente será:

6.608.928/15.750 = 420 €/MWh

El costo de operación y mantenimiento se estima en el 4% de la inversión total 6.608.928x0.04 = 264.357 ECU

Para calcular los parámetros dinámicos se asume que el aprovechamiento se desarrolla en cuatro años. En el primer año se realiza el estudio de factibilidad y se gestionan los permisos, cargándose al finalizar el mismo, el estudio de factibilidad y la mitad de los

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costes de proyecto y gestión; al finalizar el segundo se carga la otra mitad del coste de proyecto y gestión. En el tercer año se realiza y se carga el 60% de la obra civil además del 50% del equipo electromecánico. En el cuarto año se termina la obra civil y se monta el equipo electromecánico, cargándose al finalizar el año los costos correspondientes.

261


La central se comisiona al final del año cuatro y es operativa al comienzo del quinto. Los pagos por la electricidad entregada a la red y los gastos de operación y mantenimiento serán hechos efectivos al finalizar cada año. La tarifa eléctrica crece anualmente a una tasa inferior en un uno por ciento a la del IPC. El periodo de concesión del derecho de uso del agua es de 35 años, contados a partir del comienzo del año -2, en el que se consigue la autorización. Se considera una tasa de descuento anual del 8% y no se prevé valor residual alguno. La tabla 8.2 muestra la serie de flujos de caja en esas condiciones. Valor Actualizado Neto: La ecuación 8.5 puede escribirse como sigue:

( )∑ ∑+

++

−=3

0

36

4 1)1( Ii rnetosIngresos

rsInversioneVAN

Calculando a mano la formula anterior o utilizando la función VNA de Excell, los datos de la tabal 8.2 dan un VAN de 444.804 €. La tasa interna de rentabilidad es del 8,91%. Tasa Interna de Rentabilidad: La TIR se obtiene por un proceso iterativo, calculando el VAN para varias tasas de descuento, hasta conseguir que sea cero, o utilizando directamente la función TIR de Excell: Con una tasa del 8% VAN = 384.200 Con una tasa del 8% VAN = -40.526 La Tasa Interna de Rentabilidad es del 8,80% Ratio Beneficio/Costo: El valor actual de los ingresos anuales es 7.745.563 € El valor actual de los pagos (Inversión + O&M) 7.300.759 € R b/c = 7.745.563/7.300.759 = 1,061 La sensibilidad de los parámetros puede ser comprobada variando los supuestos y las Tablas 8.3 y 8.4 muestran, respectivamente, el VAN y el R b/c de la inversión correspondiente al ejemplo 8.1, para varios periodos de vida y varias tasas de descuento de la misma..

Tabla 8.3 Variaciones del VAN con el coste de oportunidad y ciclo de vida

años/r 4% 6% 8% 10%

25 2.527.212 1.035.190 21.990 -668.362 30 3.327.446 1.488.188 281.348 -518.242 35 3.936.502 1.801.648 444.804 -431.923

262


Tabla 8.4 Variaciones del Rc/b con el coste de oportunidad y ciclo de vida

años/r 4% 6% 8% 10%

25 1,277 1,130 1,003 0,895 30 1,349 1,181 1,039 0,919 35 1,399 1,215 1,061 0,933

Los resultados financieros se ven muy afectados por el precio pagado por la electricidad entregada a la red. La Tabla 8.5 da los valores de los parámetros dinámicos para tarifas 35% y 25% más bajas que las asumidas y para un 15% y 25% por encima de las mismas, todo ello con una tasa de descuento del 8% y 35 años de periodo de concesión, en las mismas condiciones de inversión que las del ejemplo 8.1.

Tabla 8.5 VAN y Rc/b para variaciones en % del precio de la energía eléctrica

(8% de costo de oportunidad y 35 años de ciclo de vida) 65% 75% 100% 115% 125%

VNA -2.266.143 -1.491.586 444.804 1.606.639 2.381.195 B/C 0,690 0,796 1,061 1,220 1,326 IRR 2,67% 4,68% 8,91% 11,16% 12,60%

Ejemplo B Resulta instructivo considerar cuales serán los flujos si esta inversión se lleva a cabo con financiación externa, para lo que presuponemos las siguientes condiciones:

• tasa de descuento del 8% • tiempo de construcción: 4 años • los pagos de la inversión y los cobros de la energía al final de cada año • 70% de la inversión, financiada por el banco con dos años de gracia • plazo de cancelación del crédito: 12 años • Interés bancario 10% • periodo de concesión 30 años

Los desembolsos son idénticos a los del ejemplo A. El banco cobra los intereses de cada una de las disposiciones, los dos primeros años y comienza a amortizarlo (en los 10 años restantes) al finalizar el año 2, el primero y el año 3 el segundo. La Tabla 8.6 muestra bajo esta hipótesis, el flujo de caja para el inversor. Hay que tener en cuenta que en un análisis más real, habría que deducir del cashflow de cada año, la amortización contable, supuesta lineal, y pagar el impuesto de sociedades. Hemos tenido en cuenta que la autorización se otorga al comenzar el año -2, el mismo año en que se concede el crédito y se comienzan las obras. La duración de la concesión es de 35 años a partir de la puesta en marcha del aprovechamiento (año 0), a diferencia del ejemplo de las versiones, original e inglesa actualizada. Todos los flujos se descuentan al año -4, en el que comienzan a efectuarse gatos.

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Tabla 8.6

coste de inversión 6.608.928 € Crédito del banco 4.515.599 € VAN 1.994.111coste de O $ M 264.357 € Plazo del crédito (años) 12 Rb/c 1,091coste de oportunidad 8,00% Interés del crédito 10% TIR 15,39%ciclo de vida (años) 35

Año Inversión Crédito Inversión del Amortización Principal Intereses Ingresos O & M flujos de

flujos de caja

Bancario Productor del Principal remanentedel

crédito caja acumulados

-4 -82.087 0 0 0 0 0 0 0 -82.087 -82.087

-3 -75.988 0 0 0 0 0 0 0 -75.988 -158.075

-2 -3.074.165 -2.151.916 -922.249 0 -2.151.916 0 0 0 -922.249 -1.080.324

-1 -3.376.688 -2.363.682 -1.013.006 0 -4.515.598 -215.192 0 0 -1.228.198 -2.308.522

0 0 -4.515.598 -451.560 1.005.320 -264.357 289.403 -2.019.118

1 135.023 -4.380.575 -451.560 995.267 -264.357 279.350 -1.739.768

2 296.835 -4.083.740 -438.058 985.314 -264.357 282.900 -1.456.869

3 326.519 -3.757.221 -408.374 975.461 -264.357 302.730 -1.154.139

4 359.171 -3.398.050 -375.722 965.706 -264.357 325.627 -828.512

5 395.088 -3.002.963 -339.805 956.049 -264.357 351.887 -476.624

6 434.597 -2.568.366 -300.296 946.489 -264.357 381.836 -94.789

7 478.056 -2.090.310 -256.837 937.024 -264.357 415.830 321.042

8 525.862 -1.564.448 -209.031 927.654 -264.357 454.266 775.307

9 578.448 -986.000 -156.445 918.377 -264.357 497.575 1.272.883

10 636.293 -349.708 -98.600 909.193 -264.357 546.236 1.819.119

11 349.708 -0 900.101 -264.357 635.744 2.454.863

12 891.100 -264.357 626.743 3.081.607

13 882.189 -264.357 617.832 3.699.439

14 873.368 -264.357 609.011 4.308.450

15 864.634 -264.357 600.277 4.908.727

16 855.988 -264.357 591.631 5.500.357

17 847.428 -264.357 583.071 6.083.428

18 838.953 -264.357 574.596 6.658.024

19 830.564 -264.357 566.207 7.224.231

20 822.258 -264.357 557.901 7.782.132

21 814.036 -264.357 549.679 8.331.811

22 805.895 -264.357 541.538 8.873.349

23 797.836 -264.357 533.479 9.406.829

24 789.858 -264.357 525.501 9.932.329

25 781.959 -264.357 517.602 10.449.932

26 774.140 -264.357 509.783 10.959.715

27 766.398 -264.357 502.041 11.461.756

28 758.734 -264.357 494.377 11.956.133

29 751.147 -264.357 486.790 12.442.923

30 743.636 -264.357 479.279 12.922.202

31 736.199 -264.357 471.842 13.394.044

32 728.837 -264.357 464.480 13.858.524

33 721.549 -264.357 457.192 14.315.716

34 714.333 -264.357 449.976 14.765.693

35 707.190 -264.357 442.833 15.208.526

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Podría haberse considerado el descontar los flujos al año -2, que es cuando se considera que comienza el proyecto. El precio de la electricidad sube cada año un punto por debajo de la inflación. En las versiones arriba enunciadas la tarifa baja cada año un punto respecto a la inicial, una bajada más rápida que la que aquí contemplada. Es por eso que los flujos de caja no son los mismos en esta versión que en las anteriores. 8.4.3.3 Análisis financiero de algunas centrales europeas. En la tabla 8.7 se analizan algunos aprovechamientos europeos. Hay que hacer notar que, tanto las inversiones como las tarifas eléctricas corresponden al año 1991. Como estos análisis económicos tienen sobre todo un carácter comparativo - siempre se trata de elegir entre diversas alternativas - no hemos creído necesario actualizarlos,

Tabla 8.7: Análisis financiero de aprovechamientos reales en Europa

País Alemania Francia Irlanda Portugal España Caudal nominal m³/s 0,3 0,6 15 2 104 Altura de salto m 47 400 3,5 117 5 Tipo de turbina Francis Pelton Kaplan Francis Kaplan Potencia instalada kW 110 1900 430 1630 5000 Coste de inversión € 486 500 1 297 400 541 400 1 148 000 5 578 928Horas de funcionamiento h 8 209 4 105 8 400 4 012 3 150 Producción anual MWh 903 7 800 3 612 6 540 15 750Tarifa €/MWh 76,13 53,65 23,23 53,54 63,82Ingresos €/año 68 745 418 443 83 907 350 128 1 005 165O & M €/año 19 850 51 984 25 176 22 960 157 751O & M % 4,08 4,01 4,65 2 2,83 Beneficio bruto €/año 48 895 366 459 58 731 327 168 847 414

Análisis económico Coste de capital €/kW 4 423 683 1 259 704 1 116Coste de capital €/MWh 539 166 150 176 354Periodo sinple de retorno 9,95 3,54 9,22 3,51 6,58VAN € 63 374 2 649 850 115 910 2 375 270 3 739 862TIR % 1,15 2,72 1,16 2,82 1,64R b/c

Los datos se han procesado para un coste de oportunidad del 8% y una vida del aprovechamiento de 30 años. Como se observa los ratios de inversión por kW de potencia instalada o por MWh producido difieren sensiblemente entre uno y otro aprovechamiento. Los costes de obra civil y de equipo electromecánico difieren de país a país. En el caso del aprovechamiento español, el coste de obra civil incluye un pequeño embalse para turbinar solo en horas punta en el que el precio del kWh es más alto. Las exigencias medioambientales – y su influencia en el coste de inversión – también varían no solo de país a país sino incluso, dentro de un mismo país, de región a región. Las tarifas también varían significativamente.

265


8.5 Tarifas e incentivos.

Tabla 8.8: Tarifas para la generación en PCH en los países de la UE-15

Estado Miembro Precio de venta a la red (céntimos de €/kWh)

Bélgica Valonia: 12.3 = 3,3 (precio de mercado) + 9,0 (certificado verde) Flandes: 12.8 = 3,3 (precio de mercado) + 9,5 (certificado verde)

Dinamarca 8.48

Alemania 7.67 (< 500 kW) 6.65 (500 kW - 5 MW)

Grecia Interconnected system: 6.29 + 113/month Non-interconnected islands: 7.78

España 6.49 = 3.54 (pool) + 2.95 (prima)

Francia

En explotación antes 2001: 7.32 + bono regulador de 0.75 (invierno) y 2.94 (verano) En explotación después de 2001: SHP < 500 kW: 8.55 + prima regulador de hasta 1.52 (invierno) y 4.52 (verano) SHP > 500 kW: 7.69 + + prima regulador de hasta 1.52 (invierno) y 4.07 (verano)

Irlanda 6.41 (precio medio ponderado)

Italia 4.6 (precio spot) + 10.0 (certificado verde)

Luxemburgo 3.1 (precio de electricidad) + 2.5 (prima solo para plantas de menos de 3 MW)

Países Bajos 3.3 (precio de mercado) + 6.8 (prima)

Austria

Plantas antiguas 1er GWh: 5.68 1 – 4 GWh: 4.36 4- 14 GWh: 3.63 14-24 GWh: 3.28 + 24 GWh: 3.15 Plantas rehabilitadas con un aumento anual de la producción > 15% 1er GWh: 5.96 1 – 4 GWh: 4.58 4- 14 GWh: 3.81 14-24 GWh: 3.44 + 24 GWh: 3.31 Plantas nuevas o rehabilitadas con un aumento de producción de > 50% anual1er GWh: 6.25 1 – 4 GWh: 5.01 4- 14 GWh: 4.17 14-24 GWh: 3.94 + 24 GWh: 3.78

Portugal 7.2

Finlandia 2.6 (precio de mercado) + 0.42 prima si < 1 MW + subsidio por el 30% de la inversión

Suecia 4.9 = 2.3 (certificate level) + 2.6 (precio del Nordpool)

Reino Unido

2 (precio medio de la electricidad) + 0.38 (exoneración del Impuesto de Cambio Climático) 4.2 (valor del ROC’s). Cuando un distribuidor suministra el 10% de energía renovable a sus clientes obtiene 4,2, pero si no llega a suministrar ese porcentaje tiene que pagar 4,2 al gobierno

266


El análisis económico de un aprovechamiento se simplificaría significativamente si las tarifas eléctricas fueran constantes y bien conocidas a priori. La realidad es muy distinta; los precios varían con frecuencia y en este periodo de liberalización del mercado y de medidas de promoción de la electricidad generada con recursos renovables las diferencias de país a país son notables. Eso explica, por ejemplo, la enorme diferencias en el desarrollo de la energía cólica: países como Alemania y España, en los que hay una ayuda directa vía tarifa, se han puesto a la cabeza del mundo, mientras que Dinamarca que ocupaba una posición de privilegio, ha pasado a cuarto lugar al cambiar la ayuda directa por los certificados verdes que incentivan con menor seguridad al inversor. El Capitulo 9 (Apéndice) muestra la estructura de las diferentes clases de tarifas e incentivos en la EU-15. La tabla 8.8 muestra los precios por kWh, vigentes en 2003, incluidos los sistemas de promoción de la electricidad renovable, en sus países miembros.

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Bibliografía 1 Revisado por Jamie O’Nians (IT Power), Gema San Bruno (ESHA), Celso Penche (ESHA) y la contribución especial de Katharina Krell (EUREC) 2 IDAE. Manual de Minicentrales Hidroeléctricas. Edición Especial CINCO DIAS. 1997 3 J. Fonkenelle. Comment sélectioner une turbine pour basse chute. Proceedings HIDROENERGIA 91 AGENCE FRANCAISE POUR LA MAITRISE DE L'ENERGIE. 4 DNAEE "APROVEITAMENTOS HIDRELETRICOS DE PEQUENO PORTE" Volumen V "Avaliaçao de Custos e Benificios de Pequenas Centrais Hidrelétricas" Modelo FLASH, Brasília 1987

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CAPITULO 9: PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS 9 PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS ..........................................................271

9.1 Introducción.. ...............................................................................................271 9.2 Tipos de procedimientos............................................................................. 271

9.2.1 Generación de energía. Autorización para el uso del agua. .........272 9.2.2 Procedimientos Medioambientales ..............................................274 9.2.3 Información pública .....................................................................278 9.2.4 Requisitos para la construcción de las estructuras hidráulicas. ...278 9.2.5 Conexión a la red .........................................................................278

9.3 Algunos ejemplos prácticos ........................................................................279

9.3.1 Grecia ...........................................................................................279 9.3.2 Francia.......................................................................................... 281 9.3.3 Irlanda ..........................................................................................283 9.3.4 Austria ..........................................................................................284 9.3.5 Portugal ........................................................................................ 285 9.3.6 Polonia .........................................................................................286 9.3.7 Suiza .............................................................................................287

APENDICE A: LAS PCH EN EL MERCADO DE LA ELECTRICIDAD ................ 288 LISTA DE FIGURAS Figure 9.1: Estimación del caudal reservado en Suiza .................................................277 Figure 9.2: Diagrama de procedimientos administrativos en Portugal ........................285 Figure A.1: Tendencia de crecimiento en PCH y objetivos del Libro Blanco .............290 Figure A.2: Instrumentos de la política E-FER ............................................................292

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LISTA DE TABLAS Tabla 9.1: Autorización para el uso del agua en la UE ............................................ 273 Tabla A.1: Valores de referencia para los distintos EM, con sus objetivos

indicativos para la contribución de la E-FER a la generación total de electricidad. En el escenario 2010 .....................................................289

Tabla A.2: Sistemas de apoyo a las PCH en la UE ......................................................294 Tabla A.3: Acceso a la red de electricidad en la UE ....................................................301 Tabla A.4: Seguridad en el suministro de electricidad en la UE ..................................302

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Capituo 9. Procedimientos administrativos1

9.1 Introducción Una de las barreras que de forma más directa dificulta el desarrollo de la generación de electricidad con recursos renovables, vía pequeña hidráulica, es la constituida por los farragosos procedimientos administrativos en vigor para autorizar el uso del agua con dicho fin, en la mayoría de los países miembros de la UE-15. De acuerdo con la Directiva 2001/77/EC (Directiva E-FER), los Estados miembros, o los organismos competentes designados por los Estados miembros, evaluarán el marco legislativo y reglamentario vigente respecto a los procedimientos de autorización y los demás procedimientos mencionados en el artículo 4 de la Directiva 96/92/CE, aplicables a las instalaciones de las centrales de producción de electricidad a partir de fuentes de energía renovables, con objeto de:

1. reducir los obstáculos, reglamentarios y no reglamentarios, al incremento de la producción de electricidad a partir de fuentes de energía renovables,

2. racionalizar y agilizar los procedimientos al nivel administrativo que corresponda, y

3. asegurarse de que las normas sean objetivas, transparentes y no discriminatorias y tengan debidamente en cuenta las particularidades de las diferentes tecnologías que utilizan fuentes de energía renovables. Dicho informe debe detallar los progresos realizados en:

• La coordinación entre las diferentes entidades administrativas respecto a tiempo, limites, recepción y proceso de las demandas de autorización,

• El establecimiento de posibles reglas para aquellas actividades relacionadas con objetivos, a fin de mejorar los procedimientos administrativos y la viabilidad de acelerar la planificación de los productores de E-FER

• La designación de una autoridad que actúe como mediador en las disputas entre las autoridades responsables de otorgar las autorizaciones y los solicitantes.

Por el momento, los procedimientos administrativos varían de Estado a Estado, no se han definido aun cuales son los más eficientes y una parte de los actualmente en uso deberán ser modificados. No obstante, y a fin de dar un mínimo de información, sobre el tema, al nuevo productor potencial, trataremos de resumir en este capitulo los procedimientos en uso en diferentes países. 9.2 Tipos de procedimientos2

La puesta en marcha de una PCH puede ser considerada desde puntos de vista muy diversos:

• Generación de energía • Impacto sobre la calidad del agua, fauna y flora del río y demás aspectos

medioambientales • Estructuras hidráulicas a construir en el cauce • Propiedad de los terrenos en los que se implanta………

271


Los reglamentos tienen que tener en cuenta todos estos aspectos – y otros muchos – que recaen sobre autoridades diferentes, autoridades que, por otra parte, difieren entre los distintos países miembros, en función del tipo de administración del territorio, y de su implicación en el desarrollo de las energías renovables. En este contexto, los procedimientos varían de país a país, e incluso dentro de un país, de una región a otra. Estos procedimientos – que distan de ser transparentes, objetivos, y no discriminatorios – son supervisados por administraciones a nivel local, muy sensibles a los grupos de presión, que multiplican el numero de interlocutores y alargan el tiempo de toma de decisiones (en algunas localidades italianas se necesitan hasta 58 permisos de diferentes administraciones). 9.2.1 Generación de energía. Autorización para el uso del agua. El agua de un río se utiliza para múltiples usos: irrigación, pesca, usos industriales, generación de energía, ocio, etc. En casi todos los Estados Miembros el agua tiene un estatus de dominio público (en Irlanda y en algunos países nórdicos, los derechos del agua se regulan de acuerdo con el sistema ripariano). La regulación de los usos energéticos se ha desarrollado a lo largo del siglo XX conjuntamente con el desarrollo de la electricidad. Por ejemplo, el Articulo 1 de la Ley francesa del 16 de Octubre de 1919, establece que “nadie puede utilizar la energía de las mareas, lagos y cursos de agua, sin una concesión o autorización del Estado”. Especifica que las “pequeñas” centrales (menos de 4.500 kW desde 1980) pueden ser explotadas por productores privados mediante una “autorización”, mientras que la explotación de centrales de más potencia necesita una “concesión”. La autorización, a diferencia de la concesión, es precaria y puede ser eventualmente revocada, sin derecho a indemnización, por razones de defensa nacional, seguridad pública, salubridad y protección de la biota acuática. En el procedimiento de concesión las obras pueden ser consideradas de utilidad pública y hacer valer el derecho de expropiación. En Grecia, el uso del agua está regulado por la Ley 17/39/87 y la autoridad responsable de otorgar la licencia de uso de agua para generar energía es el Ministerio de Industria, Energía y Tecnología (YBET). La Ley se aplica, para usos energéticos, solo para pequeñas centrales (< 5 MW). En Italia, las agua superficiales y las subterráneas están sometidas a la T.U.n. 1775 del 11/12/1933 que define el procedimiento de autorización, la duración de la misma y los cánones por derivación del agua para producir electricidad. La Ley distingue entre pequeñas y grandes abstracciones; para instalaciones hidroeléctricas, la abstracción se considera grande si la central tiene más de 3.000 kW de potencia instalada. La autorización para grandes abstracciones es otorgada por el Ministerio de Obras Públicas, mientras que las pequeñas son autorizadas por las autoridades regionales (DPR 616/1977) En Irlanda el uso del agua es gobernado por los derechos riparianos. El derecho a usar el agua pertenece solo a aquellos que tienen acceso a la misma por ser propietarios de la tierra que bordea el río o el arroyo. El problema aquí es el obtener el permiso de construir.

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En Portugal, el procedimiento está definido en la “Portaria” 455/88 y en la 958/89. Para evitar estudios innecesarios, el inversor potencial puede obtener una información preliminar del “Instituto de Agua” (INAG). En Alemania el uso del agua viene regulado por la Ley “Wasserhaushaltsgesetz (WHG)” del 16/10/1976 a nivel federal y por las «Landeswassergesetze» a nivel de ños lander. El uso del agua debe ser autorizado a nivel de los lander – un procedimiento descentralizado – por las autoridades responsables: «Landratsämter». La autorización tiene un periodo de validez de 30 años. Aunque en teoría, el tiempo necesario para obtener una autorización es de seis meses, en la práctica varía de lander a lander, y es mucho más largo. La tabla 9.1 muestra cuales eran en 1997 y en los distintos países, las autoridades responsables para autorizar el uso energético del agua así como la duración de la concesión,

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Los datos de la tabla 9.1 son un resumen de los resultados de un estudio elaborado por ESHA en 1994, bajo contrato con la DGXVII (actualmente la DGTREN) de la Comisión Europea, actualizado en su día por una presentación de George Babalis a HIDROENERGIA 97. En todo caso, los periodos necesarios para obtener la autorización son mucho más largos que los que aparecen en la legislación y adquieren caracteres disuasorios para el inversor potencial. 9.2.2 Procedimientos Medioambientales A partir del final de los años 70 la integración de las PCH en el medioambiente ha constituido el escollo más difícil de vencer en los procedimientos de autorización del uso del agua. A nivel Europeo existen dos piezas legislativas de gran calado en los proyectos de pequeña hidráulica: • Natura 2000 • Directiva 2000/60/CE (Directiva marco del agua). 9.2.2.1 Estudio de Impacto Ambiental (IEA) En la mayoría de los Estados Miembros, para obtener la autorización de uso del agua, es necesario llevar a cabo un estudio de impacto ambiental (EIA), Este estudio es un análisis científico y técnico que inventaría la situación inicial y predice lo que ocurrirá cuando el proyecto esté en explotación. El estudio debe incluir:

• La evaluación de los efectos previsibles, directos e indirectos, del proyecto sobre la población, la fauna, la flora, el suelo, el aire, el agua, los factores climáticos, el paisaje y los bienes materiales, incluido el patrimonio histórico-artístico y el arqueológico

• Las medidas previstas para reducir, eliminar o compensar los efectos ambientales negativos significativos. Posibles alternativas existentes a las condiciones inicialmente previstas del proyecto.

• Un resumen del estudio y conclusiones en términos fácilmente comprensibles. Informe, en su caso, de las dificultades informativas o técnicas encontradas en la elaboración del mismo.

• Un programa de vigilancia ambiental Un EIA debe cumplir tres objetivos fundamentales:

• Protección del medio ambiente. Esto incluye no solo la conservación de los espacios y las especies y la clasificación del territorio para regular las actividades humanas sino que además debe integrar el medioambiente en las acciones a planificar. Dicho de otro modo debe concebir proyectos (i) que respeten al hombre, al paisaje y al entorno, (ii) que ahorren espacios y recursos naturales y (iii) que limiten la contaminación del agua, del aire y del terreno.

• Información a las autoridades y al público. Como herramienta para la información de las autoridades, el EIA es una pieza fundamental en el archivo

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oficial de toma de decisiones. También es una herramienta de información al público, en particular en los procesos de información pública.

• Ayuda a la decisión. Al constituir un análisis científico y técnico de las restricciones medioambientales, el EIA es uno de los primeros estudios a llevar a cabo por el inversor y contribuye a mejorar el proyecto-

9.2.2.1 Caudal reservado La determinación del caudal de agua que debe circular por el tramo de río cortocircuitado, entre la toma de agua y su devolución por el canal de descarga, ha sido siempre objeto de discusión entre el promotor del proyecto, de una parte, y agencias del medio ambiente, pescadores y grupos de ecologistas de otra. Mientras que para el productor el hecho de producir electricidad sin afectar al cambio climático merece toda clase de apoyos, sin poner trabas a la capacidad de generación2, para las agencias medioambientales y ecologistas, un valor bajo del caudal reservado es un ataque al bien público de la fauna acuática. Por regla general las reglas para su determinación se establecen a nivel nacional y solamente dan un valor mínimo. Esto ha permitido a las autoridades locales fijar valores arbitrarios, en general irrazonablemente altos. Tras la aprobación por el Consejo de la U.E. de la Directiva del Agua (Directiva 2000/60/EC de 23 de Octubre 2000) las autoridades del agua (en España las Confederaciones Hidrográficas) han venido involucrándose más y más. Mientras que en años anteriores las leyes nacionales fijaban el caudal reservado como un cierto percentil del modulo (el caudal medio interanual), las autoridades del agua estudian los diferentes tramos del río incluyendo los datos hidrológicos y bióticos, la calidad del agua y modelos 1D/2D. Los valores resultantes son generalmente más altos que los anteriores pero, por lo menos están determinados por medios científicos. El inversor debe presentar en su EIA los valores que propone y el método utilizado para su cálculo, Pero como se detalla en el capitulo 7 existen muchas formulas y su numero tiende a aumentar exponencialmente. Se plantea así un verdadero problema al regulador y en casos concretos se hace muy difícil referirse a valores o formulas con las que tiene que cumplir. En el capitulo 74 se detallan los tipos de métodos que pueden emplearse:

• Métodos basados en valores hidrológicos o estadísticos • Formulas basadas en la velocidad y profundidad del agua • Métodos basados en una planificación multi-objetivos que toman en

consideración parámetros ecológicos. Dentro de un determinado grupo de métodos, los resultados obtenidos pueden diferir entre si significativamente. No hay comparación global posible entre los diferentes grupos de métodos ya que no utilizan los mismos datos. Solo pueden compararse en casos concretos reales en los que todos los datos son conocidos. La aplicación de 24 métodos diferentes a un río ancho, de poca pendiente, da lugar a resultados cuyo ratio entre el mínimo y el máximo caudal

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reservado es de 192! Incluso descartando los cuatro valores más altos y los cuatro más bajos, el ratio todavía es de 14. Con estas diferencias es lógico que las reglas nacionales sean también muy diferentes. En los siguientes párrafos se exponen las diferentes reglas en vigor en los distintos países. Alemania No hay ninguna regla valida a nivel nacional. Cada Länder tiene sus reglas específicas, El criterio común se basa en el “caudal mínimo” (MNQ), y el caudal reservado se sitúa entre 1/3 y 1/6 del MNQ. Con frecuencia el valor escogido es 1/3. Los representantes del gobierno toman la decisión en el proceso de autorización. Grecia El caudal reservado es, como mínimo, 1/3 del caudal medio del río en el verano. . España En la Ley del Agua de1985 el caudal reservado se calculaba como el 10% del módulo (el caudal medio interanual), pero este era considerado como un valor mínimo y para cada nuevo proyecto las autoridades autonómicas o locales fijaban un valor superior y arbitrario. En la nueva Ley del Agua de Julio de 2001, el caudal reservado debe establecerse en los planos de cuenca por cada una de las 14 Confederaciones Hidrográficas más las autonomías de Galicia y el País Vasco. Según los últimos datos solo el País Vasco ha elaborado hasta ahora un programa informático para su estimación. Francia El caudal reservado no debe de ser inferior a 1/10 del modulo del río (el caudal medio interanual), evaluado en un período que debe ser como mínimo de cinco años. No obstante para los ríos, o tramos de río, en los que el modulo supera los 80 m3/s, mediante un decreto del Consejo de Estado, se puede fijar un valor menor aunque nunca menor de 1/20 del módulo. Italia Las reglas para estimar el caudal reservado están fijadas por las “Autoridades de Cuenca” o por los Gobiernos Regionales. Existe una gran variedad de formulas, aunque la tendencia general es la de emplear los métodos hidrográficos con factores de corrección. La legislación está actualmente en período de cambio. Austria En Austria no existe una formula a aplicar sino ciertos enfoques destinados a obtener un valor “correcto”. Generalmente la decisión la toma un experto oficial en el proceso de autorización, y los resultados varían con la actitud del experto. Para una primera cifra se utilizan los métodos hidrológicos, utilizando valores basados en el “caudal medio

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mínimo anual” (NNQ) o en el “caudal mínimo anual” (NNQ). Un procedimiento que suele ser aceptado, pero es costoso, es realizar un estudio técnico basado en la “dotation testing”. Portugal El caudal reservado debe ser como mínimo 1/10 del módulo. Reino Unido El Reino Unido no tiene un método estándar. La autoridad del río (La Agencia Medioambiental) estudia cada sitio al otorgar la autorización. El punto inicial de la negociación es el Q95 (el caudal que fluye por el cauce más del 95% del año). En Escocia el caudal ecológico debe ser igual o mayor que el 45% del módulo. Lituania En los esquemas de derivación el caudal reservado es como mínimo el 10% del módulo. . Suiza Aunque Suiza no pertenece a la Unión Europea vale la pena comentar sus reglas para estimar el valor del caudal reservado. El método está basado en el Q347, (caudal fluyente más del 95% del año). El gráfico muestra la relación

Figura 9.1: estimación del caudal reservado en Suiza

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Para caudales muy pequeños el caudal reservado comienza con el 80% de Q347; a 10.000 l/s el porcentaje se ve reducido al 25% y a partir de 60.000 l/s permanece fijo a 10.000 l/s 9.2.3 Información pública En algunos países de la UE, el proyecto es sometido a información pública, utilizando un procedimiento simplificado cuando se trata de una PCH. La información la convoca la autoridad responsable de otorgar la autorización, con objeto de informar a los posibles afectados acerca de los detalles del proyecto y recoger sus observaciones, sugerencias y contrapropuestas. El procedimiento está conducido por un funcionario de la autoridad de cuenca, que examina el proyecto sobre el terreno, en presencia de los posibles afectados, demandando al promotor la documentación adicional necesaria, y emite un informe, dirigido a la autoridad competente, en el que se recogen las sugerencias de los afectados. En este informe debe exponer de manera clara e inequívoca, si está o no de acuerdo con el proyecto, o si lo aprobaría con determinadas modificaciones. La autoridad de cuenca puede tomar o no, en consideración, las c0onclusiones del auditor. 9.2.4 Requisitos para la construcción de las estructuras hidráulicas. La construcción de las estructuras necesarias exige, en general, una proceso de autorización independiente del de la autorización de uso del agua. Toda obra construida en el cauce del río requiere la aprobación de la autoridad de cuenca. Para toda estructura erigida fuera del cauce se requiere la autorización del organismo encargado de la ordenación del territorio y, en última instancia, del municipio en que estén enclavadas las obras. 9.2.5 Conexión a la red En todos los países miembro de la Unión Europea, el productor independiente que quiera conectarse a la red deberá cumplir con una serie de requisitos para garantizar que la calidad del servicio al usuario final no se verá afectada por su central. En casi todos los países, la línea entre la central y el punto de conexión se construye con cargo al productor, pero es propiedad de la compañía de distribución o transporte. En la mayoría de los países (y entre otros Alemania, Bélgica, Francia, España, Grecia, Irlanda, Italia y Portugal) las compañías eléctricas están obligadas por ley a comprar la electricidad generada por los productores independientes autorizados. La conexión a la red requiere una autorización independiente del procedimiento de autorización de uso del agua y debe ser otorgada por el operador, o propietario de la línea, que es el que decide cual es el punto de su red donde debe ejecutarse la conexión. La autoridad competente, generalmente el Ministerio de Industria y Energía, actúa de

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árbitro cuando hay divergencias sustanciales entre el operador de la central y el de la red. Aunque las reglas pueden haberse modificado recientemente, a primeros de este siglo la situación era la siguiente:

• En Bélgica, la nota C.G.E.E. del 10.02.1987. detalla las condiciones técnicas para conectar a la red, centrales de una potencia instalada no superior a 1 MW.

• En Francia, tanto las condiciones técnicas para conexión a la red como el punto

de conexión son las especificadas por EDF.

• En Grecia, las condiciones técnicas para la conexión a la red están especificadas en el Decreto Ministerial 2769/1988.

• En Portugal, las condiciones técnicas se especifican en la publicación del

Ministerio de Industria y Energía “Guía Técnico das Instalaçôes de Prodoâu Independente de Energia Eléctrica”, publicada en Diciembre de 1989. Un generador asíncrono conectado a una red de media o alta tensión no podrá tener una potencia superior a 5.000 Kva.

• En España, las condiciones técnicas están estipuladas en la Orden Ministerial

5.9.1985. Las centrales conectadas a líneas de media o alta tensión podrán tener una potencia máxima aparente de 5.000 kVA, si los generadores son asíncronos o de 10.000 kVA si son síncronos.

• En el Reino Unido las condiciones técnicas para conexión a la red de pequeñas

centrales vienen especificadas en la Electric Council Regulation G59. 9.2.6 Algunos ejemplos prácticos5

9.3.1 Grecia De acuerdo con el marco legal griego, para construir y explotar una central eléctrica con recursos renovables se necesitan tres autorizaciones fundamentales:

• Autorización para generar electricidad • Autorización para construir la planta • Autorización para operarla

La primera se otorga a nivel nacional y presupone la aprobación inicial de que es posible iniciar un cierto proyecto. El proceso es en general sencillo, a no ser que existan puntos obscuros en la solicitud. La más difícil de obtener es la autorización para construir el aprovechamiento. El procedimiento es muy largo e implica gran numero de entidades, aunque recientemente (Abril 2003) ha sido promulgada una Orden Ministerial (1726/003) para simplificar y acelerar el procedimiento. La autorización de explotación se otorga una vez terminadas todas las obras y certificado que el

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aprovechamiento ha sido construido de acuerdo con el proyecto presentado, con las dos autorizaciones previas, y en general con el marco legal existente. 9.3.1.1 Autorización para generar electricidad. La obtención de la “Autorización para Generación de Electricidad” es el primer paso en el proceso de autorización para construir y operar una central eléctrica que funcione con recursos renovables. La autorización la otorga el Ministerio de Desarrollo, de acuerdo con los informes del organismo regulador de la Energía. La solicitud debe ir acompañada de los siguientes documentos:

• Información general sobre la compañía que solicita la licencia: nombre legal, dirección postal, componentes del Consejo de Administración (cuando proceda), personal directivo, etc.

• Informes financieros recientes, incluyendo balances y cuenta de resultados de los tres últimos años.

• Plan de negocios para un período mínimo de cinco años. • Estudios de viabilidad

: .9.3.1.2 Autorización para construir el aprovechamiento

• De los tres procedimientos necesarios para poder generar electricidad con recursos renovables, este es el más complicado y al que más tiempo necesita. Para llevarlo a buen fin, el solicitante debe presentar una solicitud a la Autoridad Regional, que deberá cumplir los requisitos especificados en la Decisión Ministerial 2000/2002. El primer requisito es el haber obtenido la Autorización para Generar Electricidad. A la solicitud habrá que acompañar un gran numero de documentos que la fundamenten: estudios, mapas etc.

Aunque la Autoridad Regional es la ventanilla única para presentación de la solicitud, esta no es procesada enteramente en sus oficinas. Antes de otorgar la autorización, la Autoridad Regional pide informe a numerosos Servicios. Así mismo para tomar la decisión final tiene que gestionar un determinado número de autorizaciones “intermedias”. . La autorización de construcción tiene una duración de dos años, lo que significa que el solicitante tiene que completar las obras dentro de ese plazo. Eventualmente, siempre que se hayan completado al menos el 70% de los trabajos, se puede conseguir una prorroga de otro año. Cuaderno de solicitud La solicitud debe ser acompañada de los siguientes documentos:

• Certificado de uso exclusivo del sitio • Descripción técnica • Estudio de Impacto Ambiental • Mapas y fotos

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• Declaraciones solemnes • Descripción técnica de la conexión a la red de transmisión eléctrica • Otros documentos de apoyo

Servicios consultivos y autoridades de evaluación del impacto ambiental

• En el procedimiento de autorización para la construcción del aprovechamiento, la Autoridad Regional incluye una “Aprobación de Mandatos y Condiciones Medioambientales”, requisito indispensable y previo para poder otorgar la citada autorización. Para conseguir esta Aprobación, basada en el Estudio de Impacto Ambiental presentado por el solicitante, la Autoridad Regional deberá solicitar informe a diversas administraciones y agencias: Oficina del Servicio Forestal, Servicio de Planificación de la ciudad, Conservador de Antigüedades Clásicas y Prehistóricas, Conservador de Antigüedades Bizantinas, Conservador de Monumentos Modernos, Autoridad de Aviación Civil, Ministerio de Defensa, Servicios de Telecomunicaciones y Organización Griega de Turismo.

Procedimiento de Información Pública para el E.I.A. Antes de otorgar la “Aprobación de Mandatos y Condiciones Medioambientales”, la Autoridad Regional tiene que someter a información pública la solicitud del inversor potencial. Para ello enviará una copia del cuaderno de solicitud a las autoridades gubernamentales y municipales competentes. Las autoridades competentes, a los niveles regional, prefectural y municipal, publicarán una nota en sus boletines oficiales, reclamando la opinión de los posibles afectados, para lo que les concede un período de 30 días.. En caso de recibir objeciones, el proyecto es discutido en un reunión plenaria del Consejo prefectural o municipal. El Consejo somete sus conclusiones finales a la Autoridad Regional, que finalmente decide si otorga o no la aprobación de construir. 9.3.1.3 Autorización para la explotación Esta autorización se otorga por la Autoridad Regional, una vez terminadas las obras y emitido el certificado del Servicio competente, manifestando que estas están de acuerdo con el proyecto aprobado. 9.3.2 Francia La legislación francesa distingue los proyectos de menos de 4.500 kW de los de más de 4.500 kW. Los primeros necesitan una autorización otorgada por el prefecto, representante en la región del gobierno de la nación. Cuando, como es frecuente, aparecen problemas, el procedimiento puede durar entre cinco y diez años. En vista de la Directiva 1002/77/EC, el gobierno francés abrió un debate para simplificar el procedimiento, en proyectos de energía renovable. Como conclusión, en lo que se refiere a las PCH, se decidió que el procedimiento no debería durar más de dos años. Los proyectos de más de 4.500 kW necesitan una concesión, que debe ser otorgada por el Consejo de Estado. La duración máxima de la concesión es de 75 años pero puede ser

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renovada por períodos de treinta años. Así como la autorización se concede siempre en precario y puede ser eventualmente revocada sin indemnización, en casos de defensa nacional, seguridad pública, etc., la concesión confiere al proyecto el estatus de utilidad pública pero, por otra parte, el procedimiento administrativo es mucho más laborioso. Los proyectos sometidos a concesión requieren la contribución de expertos con un elevado grado de especialización y no se contemplan en el presente manual, a pesar de que hay un importante número de PCHs – todas las que tienen más de 4.500 kW de potencia instalada, que necesitan una concesión. 9.3.2.1 Ríos clasificados. Un punto relevante de la legislación francesa es la clasificación, de acuerdo con la Ley del 16 Octubre 1919, de determinados ríos, como no aptos para generación de energía eléctrica. Así pues el inversor tiene que comprobar, antes de instar cualquier solicitud, si el río está o no “clasificado” a estos efectos. 9.3.2.2 Procedimiento de autorización De acuerdo con la ley 16/10/1919, la autorización, lo mismo que la concesión, tiene una duración máxima de 75 años renovables,, aunque. en la práctica, la autorización solo se concede por un periodo de 30 años, para que en cada renovación el productor tenga que asumir las nuevas regulaciones. El decreto 95-1204 de 6/11/1995 especifica los documentos y la información a aportar con la solicitud:

• Información sobre el promotor • descripción técnica y geográfica del proyecto • Estudio de Impacto Ambiental si el proyecto contempla una potencia instalada

superior a 500 kW. Si se contempla una potencia inferior a 500 kW basta un estudio simple (notice d’impact).

• Periodo de duración solicitado • Información económica y financiera. • Información sobre la propiedad de los terrenos afectados

La solicitud, con su cuaderno de información, se envía al prefecto que lo transmite a la policía del agua (SPE, “Service Chargé de la Police des Eaux”). El SPE estudia la documentación y la transmite a las autoridades regionales: Dirección Regional de Industria, Investigación y Medioambiente (DRIRE), Dirección Regional del Medio Ambiente (DIREN), Consejo Superior de Pesca (CSP); si lo estima necesario podrá solicitar información adicional al solicitante. Una vez recibidos los informes de los departamentos mencionados, la SPE envía la documentación al prefecto. Si el prefecto está de acuerdo con el proyecto, este es sometido a información pública. Después de recibir la debida información de la Comisión Municipal, alcaldes y demás servicios concernidos, el SPE elabora un decreto de autorización que envía al prefecto para que se pronuncie sobre el mismo. Si el prefecto está de acuerdo, firma el decreto de autorización y pueden comenzar las obras.. A la terminación de las mismas se comprueba que estas cumplen con el proyecto aprobado y el acta de verificación sirve como acuerdo de la autoridad pública.

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9.3.2.3 Conexión a la red De acuerdo con la ley de 10 Febrero 2000 y los decretos correspondientes, la red tiene la obligación de adquirir la electricidad generada, con recursos renovables, en centrales de menos de 12 MW, si el productor demuestra que no puede vender su electricidad a un buen precio a ningún otro cliente. En este caso deberá proceder a emitir una solicitud de conexión, a la compañía eléctrica. Las centrales de menos de 10 MW lse conectan a la red de distribución (baja tensión). Si la potencia instalada supera los 10 MW habrá de conectarse a una red de transporte (alta tensión). El promotor deberá seguir dos procedimientos en paralelo:

• Enviar al ministro encargado de la energía (2000-877 decreto de 7 Septiembre 2000).una solicitud de autorización para operar la central.

• Pedir a la Dirección Regional de Industria un certificado de la obligación de compra

. 9.3.3 Irlanda En Irlanda, el procedimiento es como sigue: 9.3.3.1 Permiso de obras La solicitud de permiso de obras deberá ir acompañada de diversos documentos, planos y mapas. El inversor deberá tener en cuenta la legislación referente a energías renovables, contenida en el Plan de Desarrollo. Este Plan de Desarrollo será revisado cada cinco años. El inversor deberá informar sobre el impacto que tendrá el proyecto sobre la zona. Para ello deberá elaborar una Declaración de Impacto Ambiental (Environmental Impact Statement – EIS). El EIS viene definido en los Reglamentos de Planificación y Desarrollo del Gobierno Local, de 1990. y es obligatorio si el proyecto está ubicado en una Zona del Patrimonio Cultural Nacional (NHA), una Zona Especial de Conservación (SAC), una Zona de Protección Especial (SPA), o en otras zonas que puedan definirse en el futuro. Un EIS típico deberá incluir estudios sobre el impacto del proyecto en el agua, suelos y geología, calidad del aire, ruidos, flora y fauna, patrimonio cultural, campos electromagnéticos, impacto visual, efectos climáticos, interacción de los impactos y alternativas. El EIS determinará si prosperará o no la solicitud. El EIS debe ser claro y riguroso, y cubrir todos los puntos de interés para la autoridad encargada del territorio. Los funcionarios de los organismos concernidos pueden aconsejar acerca de como llevar un EIS a buen fin. 9.3.3.2 Acuerdos con la Comisión de Electricidad Con la Comisión de Electricidad se necesita concluir dos acuerdos:

1. Licencia para construir. Cualquiera que desee construir una nueva central de generación, o rehabilitar una existente, deberá obtener una autorización de construcción, de acuerdo con la Ley de Regulación de la Electricidad de 1999.

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2. Licencia para generar electricidad. De acuerdo con el contenido de la Sección 14 (1)(a) de la Ley de Regulación de la Electricidad de 1999, la Comisión tiene poderes para conceder o rechazar la Licencia de Generación de Electricidad.

Para centrales con una potencia instalada de hasta 5 MW, existe un procedimiento racionalizado de concesión de ambas licencias, Basta con que la Comisión compruebe que el proyecto cumple con las exigencias que se detallan a continuación.

• no influye desfavorablemente en la capacidad y estabilidad de la red • es financieramente viable • cumple los estándares medioambientales

Está en estudio una simplificación del procedimiento para proyectos de menor potencia: 9.3.3.3 Acuerdos de compra de energía (PPA) Para poder conseguir financiación bancaria, el inversor debe demostrar que tiene un comprador para la electricidad generada durante un cierto número de años. En la actualidad hay dos maneras de hacerlo:

1. Programa de Necesidades de Energía Alternativa (AER): un concurso organizado por el gobierno, para la firma de contratos con productores independientes. Estos contratos obligan al Suministrador Público de Electricidad, a comprar durante 15 años la electricidad generada por el productor Existe una fuerte competencia por estos contratos y no se puede garantizar que un determinado productor vaya a conseguirlo

2. Acceso por tercero. Se puede llegar a un acuerdo con un distribuidor de

electricidad para la firma de un contrato, por el que este se compromete a comprar su producción, a un precio dado y durante un período determinado.

9.3.4 Austria Para empezar, el inversor debe preparar un estudio de pre-viabilidad con arreglo a los datos básicos (río, localidad, salto, caudal, sistema, potencia, producción, etc.) para su presentación al gobierno. De esta forma se evita la colisión con otros posibles proyectos o con la posición conceptual del gobierno. A continuación hay que elaborar un proyecto ("wasserrechtliches Einreichprojekt") con los datos necesarios para que se le autorice a construir el aprovechamiento. Este proyecto es el documento básico para la obtención de las diferentes autorizaciones, proceso en el que se incluye un proceso de información pública en el que los afectados pueden presentar sus objeciones. El presidente de esta reunión pública, compulsa las opiniones de los afectados y decide si el proyecto debe o no seguir adelante. El paso siguiente está relacionado con la Ley de Medioambiente. Aunque los aspectos ecológicos están incluidos en los “derechos de uso del agua” negociados previamente, en el procedimiento pueden aparecer exigencias adicionales como para iniciar un nuevo procedimiento. La licencia se autoriza por un mínimo de 30 años, pero se pueden solicitar plazos más largos. No se paga canon del agua (Wasserzins).

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Para llevar a buen término las negociaciones hay que elaborar un buen proyecto y dialogar con los responsables de la evaluación gubernamental. La incorporación al equipo de un experto ecológico es un factor importante. Por el momento no existen “ríos prohibidos”, aunque todo el mundo sabe que hay proyectos que por estar ubicados en determinados ríos, nunca serán aprobados. No existen reglas generales para determinar el caudal reservado, Generalmente se estima en un valor entre el NNQ y el MNQ. En determinados casos vale la pena hacer un estudio específico sobre el río. Los expertos gubernamentales, si no disponen de suficiente información, pueden caer en la tentación de dar un valor cautelosamente elevado, muy superior al que resultaría de un estudio específico. 9.3.5 Portugal Los pasos a seguir para poder explotar una PCH y conseguir el estatus de productor independiente de electricidad (producción en régimen especial) están representados en el diagrama de la página siguiente (esquema del procedimiento administrativo), e incluye las siguientes cuatro autorizaciones:

• Licencia para la construcción de las estructuras hidráulicas. • Licencia de establecimiento • Licencia de uso de agua • Licencia de explotación.

. En el diagrama se incluyen las tasas y garantías necesarias, salvo las relacionadas con la Dirección General de Energía que tienen menor relevancia económica. En el diagrama no se indican los pasos a dar en zonas medioambientalmente muy sensibles, como puede ser Natura 2000, porque se estima que los costes del EIA necesario, son demasiado elevados como para poder ser soportados por una PCH de baja potencia instalada (menos de 1 MW).. 9.3.6 Polonia El procedimiento consta de cuatro etapas fundamentales:: Etapa 1 Solicitud a la Autoridad del Agua (Regionalny Zarzad Gospodarki Wodnej, RZGW). El promotor se dirige a la Autoridad del Agua, indicando la ubicación de un posible aprovechamiento; esta lo estudia y, si da su aprobación provisional, indica las condiciones generales a tomar en consideración. Etapa 2 Se pide autorización para construir el aprovechamiento a la municipalidad (Gmina) en la que está enclavado el proyecto, y la planificación del territorio (WZIZT -Warunki Zabudowy Izagospodarowania terenu) Esta propuesta debe incluir datos sobre la inversión (tamaño, ubicación, incidencia sobre el terreno etc.). La municipalidad estudia

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cuales son las incidencias sobre su política del territorio y dictamina en que condiciones podría ser aprobado. Etapa 3 Se presenta una solicitud a la Autoridad del Distrito (Powiat). Esta es la que otorga el permiso del uso del agua y la explotación del aprovechamiento (Operat wodnoprawny ). Este es el documento clave del proceso y para obtenerlo hay que aportar todos los datos relativos a la inversión. El documento es muy preciso e incluye el permiso de la Autoridad del Río para el uso del agua, que en este momento puede cambiar de opinión si lo considera conveniente. A continuación la Powiat otorga al inversor, el Permiso de Construcción (Pozwolenie na budowe), especificando quien tiene que aprobar lo construido. Finalmente el inversor tiene que solicitar a la Autoridad del Río, al Powiat y a la Gmina, la autorización para comenzar la explotación. Etapa 4 Conexión a la red. Las negociaciones acerca del acceso a la red y a los contratos de compra de energía, constituyen un proceso separado, y con frecuencia muy dificultoso. En general se exige u programa de producción diaria esperada, en los diferentes tramos horarios, y se pueden aplicar penalizaciones si después no se cumplen las predicciones. 9.3.7 Suiza Como en todos los estados federales, Suiza tiene reglas que varían de un cantón a otro. Sin embargo los procedimientos son similares y obedecen a un cierto número de leyes federales:

• Ley sobre protección del agua: http://www.admin.ch/ch/f/rs/c814_20.html (caudal ecológico)

• Ley sobre la energía: http://www.admin.ch/ch/f/rs/c730_0.html (acceso a la red y condiciones de compra de la electricidad)

• Ley sobre las fuerzas hidráulicas: http://www.admin.ch/ch/f/rs/c721_80.html (reglas concesionales)

Estas son las leyes principales que constituyen el marco legislativo por el que se rigen las centrales hidráulicas, en Suiza, y en particular las pequeñas. Además la nueva ley sobre energía nuclear que entrará próximamente en vigor, modifica la Ley de Energía al introducir un fondo de compensación procedente de las líneas de transmisión de alta tensión para financiar las tarifas preferenciales de que gozan los productores de PCHs. La autorización de las concesiones puede ser competencia cantonal (el cantón de Vaud por ejemplo), comunales (es el caso del Valais) o burguesa (en algunos cantones). Las centrales que utilizan agua potable o aguas residuales no necesitan concesión. En general basta una simple autorización cantonal.

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El procedimiento normal es el que figura en el capitulo 7 del documento “Introduction to the construction and the exploitation of SHP”. Este documento se puede descargar de: http://www.smallhydro.ch/français/download/download f.htm Para obtener más información contacte con la oficina federal de energía: http://www.suisse-energie.ch/internet/02007/index.html?lang=fr. El Apéndice A da una visión general del marco legislativo por el que se rigen las pequeñas centrales hidroeléctricas. a nivel Europeo.

APENDICE A: LAS PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELECTRICAS EN EL MERCADO INTERIOR DE LA ELECTRICIDAD

El sector eléctrico Europeo está pasando de una situación monopolística de la generación hacia un mercado de libre competencia en el que los clientes podrán elegir sus proveedores. Esta transformación ya está en marcha en Estados Miembros (EM) de la Unión Europea (EU), como Alemania, Austria, Dinamarca, España, Finlandia, Reino Unido (donde ya es una realidad) y Suecia y pronto se extenderá a todos ellos. Estamos dejando atrás unos esquemas reguladores complejos para adoptar las reglas de los mercados abiertos. Y un elemento clave en esta reestructuración del mercado reside en la progresiva utilización de recursos energéticos más limpios compatibles con el interés público. Los climatólogos están mayoritariamente de acuerdo en que los gases de invernadero son los responsables del Cambio Climático cuyas consecuencias para la humanidad pueden ser desastrosas. La UE por añadidura se ha comprometido a cumplir el Protocolo de Kyoto y contribuir a la seguridad del aprovisionamiento de los recursos energéticos haciendo uso de recursos renovables autóctonos que reduzcan nuestra dependencia de los combustibles importados. En este nuevo contexto el mercado potencial de las Pequeñas Centrales Hidráulicas (PCH) está basado en el marco legislativo en vigor en la UE. En este marco destacan dos piezas legislativas:

• La Directiva 2001/77/EC para la promoción de la electricidad generada con fuentes de energía renovables (E-FER). Esta Directiva crea un marco legal, aplicable a todos los EM, para promocionar la electricidad con FR y establece el ambicioso objetivo de doblar, en el escenario del 2010, la contribución de las energías renovables al consumo energético global de la UE.

• La Directiva 2003/53/EC que establece reglas comunes para la generación,

transmisión, distribución y suministro de electricidad. Racionaliza la organización y funcionamiento del sector eléctrico, el acceso al mercado y la explotación de los sistemas.

En este marco legislativo destacan tres aspectos que conciernen al mercado de las PCH en particular: (i) los objetivos fijados en la legislación y las dificultades para alcanzarlos; (ii) la estructura tarifaria y los mecanismos de apoyo a la generación con

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http://www.smallhydro.ch/franais/download/download f.htm

http://www.suisse-energie.ch/internet/02007/index.html?lang=fr


FER y (iii) las barreras que aun limitan su desarrollo, pese al marco legislativo tan favorable. A.1 OBJETIVOS. La primera de estas directivas establece unos objetivos indicativos para la contribución de la E-FER a la producción global de electricidad en cada EM. La Tabla A.1 muestra los objetivos indicativos para cada EM. Obsérvese que se han fijado objetivos globales de E-FER sin distinguir entre las diferentes tecnologías. Tabla A.1: Valores de referencia para los distintos EM, con sus objetivos indicativos para la contribución de la E-FER a la generación total de electricidad. En el escenario 2010 (*) El presente anexo contiene valores de referencia para el establecimiento de los objetivos indicativos nacionales en materia de electricidad generada a partir de fuentes de energía renovable (E-FER) de conformidad con el apartado 2 del artículo 3.

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Los Estados miembros publicarán, por primera vez a más tardar el 27 de octubre de 2003 y posteriormente cada dos años, un informe en el que se analice el grado de cumplimiento de los objetivos indicativos nacionales, con consideración, en particular, de los factores climáticos que puedan afectar a la realización de dichos objetivos, y en el que se indique la medida en que las acciones emprendidas son conformes con el compromiso nacional en materia de cambio climático. La Comisión, basándose en los informes de los Estados miembros mencionados en los apartados 2 y 3, evaluará la medida en que:

• los Estados miembros han avanzado en la realización de sus objetivos indicativos nacionales,

• los objetivos indicativos nacionales son compatibles con el objetivo indicativo global del 12 % de consumo nacional bruto de energía en 2010 y, en particular, con una parte indicativa del 22,1 % de electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el consumo total de electricidad de la Comunidad en 2010.

Sin embargo, el Libro Blanco sobre las fuentes de energía renovables fijó un objetivo ambicioso y concreto – 14 000 MW de potencia instalada – para el año 2020. Como muestra la figura A.1, si aplicamos el ritmo de crecimiento de los últimos años, la capacidad instalada en PCHs, en la U E, en el horizonte 2010 se situaría en los alrededores de 12.900 MWW, aunque se especula que, si se mejorase el marco legislativo para facilitar la obtención de autorizaciones, podría aun alcanzarse el objetivo inicial.

Figura A.1 : tendencia de crecimiento en PCH y objetivos del Libro Blanco

Según las asociaciones nacionales de pequeña hidráulica, la ralentización de crecimiento de la potencia instalada no se debe a razones económicas sino a la existencia de barreras administrativas y medioambientales. Aun cuando los mecanismos de apoyo en vigor siguen siendo indispensables, su vigencia no basta para salvar esas barreras. Si la Comisión quiere poner en marcha un verdadero marco de apoyo de la pequeña hidráulica tendrá que incluir entre sus prioridades la eliminación de las barreras que bloquean su desarrollo y que tienen tanta importancia como los esquemas compensatorios que se están poniendo en marcha. A.2 ESTRUCTURAS TARIFARIAS Y MECANISMOS DE APOYO

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La promoción de los recursos renovables, para aumentar su participación en el mix de combustibles, basado fundamentalmente en la consolidación de uno o varios mecanismos de apoyo eficientes, constituye la medula de los objetivos de la política energética de la U E: seguridad y diversidad del aprovisionamiento, competitividad y protección ambiental. La E-FER necesita un apoyo a medio y corto plazo: Costo. La mayor desventaja de la E-FER reside en el hecho de que en las circunstancias actuales, caracterizadas por la no internalización de los costes externos de generación de energía, sus costes tienden a ser sensiblemente más elevados que los resultantes de utilizar combustibles convencionales. Es generalmente admitido que los recursos convencionales para generar energía no solo no pagan todos sus costes externos, sino que además están fuertemente subsidiados. Pese a la dificultad de cuantificarlos, estos costes externos no son una entelequia. El estudio ExternE, promovido y financiado por la Comisión Europea durante más de diez años con el fin de cuantificar los costes sociales y ambientales de la producción de electricidad, los cifra en un rango de entre el 1% y el 2% del Producto Interior Bruto (PIB) de la Unión Europea (UE), sin contar con los costes del cambio climático. Este estudio concluye que si tales costes externos se integraran en la factura eléctrica europea, el precio del kWh producido con fuel o carbón debería doblarse, mientras que el coste del kWh producido a partir de gas natural se vería incrementado en al menos un 30%. Consiguientemente, si se quiere realmente desarrollar la E-FER es necesario: (i) un mecanismo de apoyo que haga posible que los productores con renovables entren en el mercado y puedan obtener un beneficio razonable y (ii) un marco regulatorio estable que permita a los inversores potenciales, entrar en el mercado sin la preocupación de que el mismo pueda modificarse con consecuencias negativas. Infraestructura. El futuro de la E-FER depende de la estructura de los precios y del apoyo político. La solución definitiva, el final de la distorsión del mercado, mediante la eliminación de los subsidios y la internalización de los costes externos requiere mucho tiempo. Según APPA (la asociación española de productores independientes de E-FER) los costes externos de generación con recursos convencionales tiene que considerarse un elemento esencial de referencia para cuantificar la ayuda que deben recibir los pequeños productores hidroeléctricos, en compensación por sus beneficios sociales y medioambientales. Los Estados Miembros han venido apoyando la E-FER de varias formas: vía Investigación y Desarrollo, exención o reducción de impuestos, precios de compra garantizados, subsidios a la inversión, etc. La misma Comisión ha apoyado durante más de una década la I+D en el área de renovables, en el marco de diferentes programas (seis hasta el momento). No obstante el Libro Blanco, y sobre todo la Directiva E-FER, son los instrumentos fundamentales en la política de la U E para promocionar la inversión en energías renovables. Es indudable que sin un marco tarifario que haga factible la rentabilidad de las inversiones en tecnologías renovables, no se podrán alcanzar los objetivos señalados en el marco legislativo. La Directiva E-FER define los recursos renovables como recursos no fósiles – la proposición original limitaba la hidroelectricidad a la generación procedente de centrales de menos de 10 MW, pero esta limitación se anulo en la propuesta final. En España, por ejemplo, se incentiva la producción en centrales entre 10 MW y 50 MW, aunque la incentivación disminuye al aumentar la potencia. Algunos E M aumentan, e incluso limitan, la prima a las centrales

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más pequeñas, disminuyéndola al aumentar la producción. Un ejemplo es Austria en donde el kWh del primer GWh generado en una central nueva se paga a 5,96 céntimos de Є, el de los tres siguientes a 4,58 céntimos de Є y una vez excedidos los 24 GWh a 3,31.céntimos de Є En el capitulo 8 se publica una tabla con los precios de la electricidad generada con fuentes de energía renovables (E-FER). Los instrumentos de apoyo empleados por los diferentes E M se basan en dos principios. Como muestra la figura A.2 los instrumentos afectan a la demanda o al suministro de E-FER, y ponen su énfasis en la producción de electricidad o en la potencia instalada en las centrales. Básicamente utilizan tres instrumentos para promover la E-FER: (ii) tarifas primadas fijas, (ii) cuotas obligatorias de energía renovable, en combinación con un sistema de certificados verdes y (iii) licitación/ concurso para suministro de energía verde.

Figura A.2: Instrumentos de la política E-FER

Cuando se redactó la Directiva E-FER, la Comisión se inclinaba al sistema de concursos, que fue muy popular en el Reino Unido con el programa NFFO, pero en la redacción final se decidió dejar libertad a los E M para que escogiesen el sistema de apoyo que consideraban más conveniente. Subsidios a la inversión. La Autoridades ofrecen subsidios a las inversiones en tecnologías E-FER, en general materializándose en un porcentaje de la inversión total. Este tipo de apoyo puede ayudar a romper la barrera que supone el alto coste de la inversión inicial y se utiliza con éxito para estimular la inversión en tecnologías E-FER de menor rentabilidad. Tarifas mínimas (REFIT). Es el sistema utilizado por varios EM (notablemente Alemania y España), caracterizado por un precio específico fijado para la electricidad generada con FER, que deberá ser abonado por las compañías eléctricas, en general distribuidoras, a los productores domésticos de E-FER. En una variante del sistema, el gobierno fija una prima a pagar sobre el precio del mercado spot de la electricidad. El precio fijo o la prima fija deberán ser revisados periódicamente por el gobierno para reflejar los costos decrecientes de la tecnología.

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Sistemas de cuotas obligatorias y certificados verdes negociables. Este sistema de apoyo (en funcionamiento en el Reino Unido, Italia, Bélgica y Suecia) se caracteriza por la imposición legal a los distribuidores o generadores de electricidad, según los casos, de la obligación de que un determinado porcentaje o cuota, de su suministro o producción de electricidad provenga de fuentes de energía renovables (FER). Por cada MWh de E-FER suministrado, el generador o el distribuidor, recibe un certificado verde. Estos disponen así de dos bienes diferentes que venden en el mercado: por un lado, la electricidad física y, por otro lado, los certificados verdes. A la finalización de cada período sucesivo considerado, generalmente un año, los sujetos obligados por la cuota deberán demostrar su cumplimiento mediante la entrega virtual a la correspondiente Autoridad Regulatoria Nacional de una cantidad de certificados verdes equivalentes a la cuota fijada. El precio del certificado verde vendrá determinado por el nivel de la cuota que se fije legalmente ya que, en principio cuanta más ambiciosa sea la cuota, más demanda de certificados se generará en el mercado y, por tanto, mayor será el precio. Sistemas de subastas y concursos. Sistema utilizado en el Reino Unido en el periodo en que estuvo en vigor la NFFO (Non Fossil Fuel Obligation). Las autoridades promueven concursos solicitando ofertas, a precio fijo, para el suministro de E-FER. Estos concursos pueden solicitar suministros proc3edentes de tecnologías específicas de renovables (por ejemplo, fotovoltaica, biomasa, etc.). La Autoridad selecciona la oferta más favorable. Medidas fiscales. Algunos M E, como Austria, Bélgica, Dinamarca y Portugal, utilizan como apoyo determinados beneficios fiscales, que deben ser compatibles con la política de la E U en lo que se refiere a las ayudas de Estado para protección medioambiental. Concretándonos a la pequeña hidráulica, la Tabla A.2, elaborada por ESHA muestra los sistemas de apoyo utilizados por los diferentes E M de la Europa de los 15. Los precios para la energía mini-hidráulica en la UE 15 se detallan en el gráfico adjunto elaborado por APPA.

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Tabla A.2; sistemas de apoyo a las PCH en la EU 15

M E Esquema de apoyo

Bélgica Valonia: Certificados verdes desde 1 Octubre 2002 Flandes: Certificados verdes desde 1 Enero 2003

Dinamarca En transito de precios fijos mínimos a certificados verdes

Alemania Precios fijos o primas

Grecia Precios fijos o primas

España Precios fijos o primas ajustados periódicamente por el gobierno

Francia

Precios fijos o primas aplicables solo a centrales de hasta 12 MW. El precio pagado a las PCH depende del año de construcción de la central. La tarifa de invierno para PCH comisionadas después de del 2001 está garantizado durante 20 años

Irlanda Subasta pública. Concursos para energías alternativas (AER). El gobierno irlandés convocó el AER VI en Febrero 2003

Italia

Cuota más certificados verdes negociables, La cuota aumentará cada año un 0,3% a partir de 2005. La autoridad de la red fija un precio tope para los certificados verdes cada año. Los certificados verdes se otorgan solamente en los ocho primeros años de explotación de la central

Luxemburgo Precios fijos o primas. La prima se garantiza por 10 años

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Holanda Nuevo sistema de apoyo a partir de 1 Julio 2003. Precios del mercado libre más una prima. La pequeña hidráulica no recibe certificados verdes.

Austria

Precios fijos: a) Centrales antiguas: las centrales que obtuvieron autorización antes de 1 Enero 2003, incluidas todas las que están en explotación, tienen derecho a esa tarifa durante los primeros diez años de funcionamiento. B) Centrales nuevas: centrales autorizadas entre 1 Enero 2003 y 31 Diciembre 2005 que comienzan su explotación a finales de 2006 tienen derecho a cobrar la tarifa durante los primeros 13 años de funcionamiento.

Portugal Precios fijos

Finlandia Prima sobre el precio del mercado Nordpool

Suecia Certificados verdes: este sistema comenzó el 1 Mayo 2003

Reino Unido

Precio de mercado (mercado de energía NETA) y certificados ROC’s (solamente utilizable en centrales hasta 20 MW construidas después de 1990 o habiéndose construido antes se hayan rehabilitado utilizando nuevos rotores de turbina y equipos de control. Las PCH’s comisionadas después de 2000 también pueden hacer uso de los ROC’s.

A.3 BARRERAS.

Una de las barreras importantes al desarrollos de las FER en la UE la constituyen los procedimientos administrativos y de ordenación del territorio a los que tienen que hacer los inversores potenciales en FER. APPA dice explícitamente que sería urgente y necesario que la Comisión actuase para acabar con los "complejos y largos procedimientos de autorización, la insuficiente coordinación entre las Administraciones, la escasa integración de las renovables en la planificación regional y local, y los procedimientos opacos de conexión y acceso a la red basados en criterios poco objetivos, escasamente transparentes y discriminatorios", lo que coincide con el diagnóstico que la propia Comisión Europea ha realizado acertadamente en su reciente Comunicación sobre Energías Renovables (mayo 2004). El estudio Blue Age, elaborado a petición de ESHA y financiado por la Comisión, estimaba que el plazo necesario para cumplir con los requisitos administrativos variaba de 12 semanas en Escocia, a 2 años en Italia y 4 años en España. Hoy en día esos plazos son ampliamente superados. En estos últimos años solo unas pocas decenas de proyectos han sido autorizados en el ámbito de la Comunidad Europea. Sin autorizaciones no hay desarrollo posible, y pese a todos los mecanismos de apoyo que puedan ponerse en marcha, por generosos que sean, será imposible alcanzar los objetivos marcados por la Directiva y el Libro Blanco. La Directiva especifica que los Estados miembros deberán publicar un informe sobre la evaluación mencionada en el apartado 1, indicando, cuando corresponda, las acciones emprendidas. El objetivo de dicho informe será ofrecer, cuando sea pertinente en el marco normativo nacional, una síntesis de la situación existente, en particular, de:

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• la coordinación entre las diferentes administraciones en cuanto a plazos, recepción y examen de las solicitudes de autorización;

• la posibilidad de establecer directrices para las actividades mencionadas en el apartado 1 y la viabilidad de la instauración de una planificación rápida para los productores de electricidad que utilicen fuentes de energía renovables; y

• la designación de autoridades que actúen como mediadoras en los conflictos entre las autoridades responsables de la concesión de autorizaciones y los solicitantes.

La Comisión estima que es necesario hacer progresos significativos en esta área y propone requerir a los EM:

• Revisar las medidas existentes en el plano administrativo de forma que el inversor potencial de FER pueda afrontar con éxito los tramites administrativos, para lo que considera necesario:

o Establecer un solo punto de recepción para las solicitudes de autorización

o Asegurar la coordinación entre los diferentes cuerpos administrativos implicados en el proceso y en el establecimiento de plazos razonables

o Establecer en lo posible que, al cabo de un periodo de tiempo razonable, la falta de respuesta por parte de la administrativa, pueda ser considerada como una respuesta positiva

o Especificar claramente los criterios que tiene que seguir un proyecto para que sea aprobado

o Identificar a nivel nacional, regional y local los sitios apropiados para el desarrollo de un aprovechamiento

o Introducir programas de capacitación para el personal responsable de los procedimientos de autorización.

• Publicar un informe a este respecto, subrayando las conclusiones alcanzadas en

cuanto a acciones a tomar no más tarde de dos años después de entrar en vigor la Directiva. La Comisión deberá presentar un informe, basado en los de los EM, sobre la experiencia de estos, poniendo de relieve las mejores prácticas.

La Directiva 2003/54/EC, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad sugiere también algunas medidas al respecto. Por ejemplo:

• En el preámbulo de la Directiva se menciona que:.

• Para evitar imponer una carga administrativa y financiera desproporcionada a las pequeñas empresas de distribución, los Estados miembros podrán eximirlas, cuando sea necesario, de los requisitos de separación legal de la distribución.

• Los procedimientos de autorización no deben dar lugar a una carga administrativa desproporcionada en relación con el tamaño y las posibles repercusiones en los productores de electricidad.

• Casi todos los Estados miembros han optado por abrir a la competencia el mercado de la producción de energía eléctrica mediante un procedimiento transparente de autorización. No obstante, los Estados miembros deben

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garantizar la posibilidad de contribuir a la seguridad del suministro a través del establecimiento de un procedimiento de licitación o un procedimiento equivalente en caso de que no sea suficiente la capacidad de producción obtenida con el procedimiento de autorización. Los Estados miembros deben tener la posibilidad de recurrir, por razones de protección del medio ambiente y de promoción de nuevas tecnologías incipientes, al procedimiento de licitación para la adjudicación de nuevas capacidades con arreglo a criterios publicados. Estas nuevas capacidades incluyen, entre otras cosas, las energías renovables y la producción combinada de calor y electricidad.

• El Artículo 3 sobre obligaciones del servicio público y protección del cliente

menciona que: • Sin perjuicio de lo dispuesto en el apartado 2, los Estados miembros, de

conformidad con su organización institucional y cumpliendo el principio de subsidiariedad, velarán por que las empresas eléctricas operen con arreglo a los principios de la presente Directiva, con miras a la consecución de un mercado competitivo, seguro y sostenible desde el punto de vista medioambiental de la electricidad, y no ejercerán discriminación entre aquéllas en cuanto a derechos y obligaciones.

• Dentro del pleno respeto de las disposiciones pertinentes del Tratado, y en

particular de su artículo 86, los Estados miembros podrán imponer a las empresas eléctricas, en aras del interés económico general, obligaciones de servicio público que podrán referirse a la seguridad, incluida la seguridad del suministro, a la regularidad, a la calidad y al precio de los suministros, así como a la protección del medio ambiente, incluida la eficiencia energética y la protección del clima. Estas obligaciones de servicio público deberán definirse claramente, ser transparentes, no discriminatorias y controlables, y garantizar a las empresas eléctricas de la Unión Europea el acceso, en igualdad de condiciones, a los consumidores nacionales. En relación con la seguridad del suministro, la eficiencia energética

• y la gestión de la demanda, y con miras al cumplimiento de objetivos medioambientales, mencionados en el presente apartado, los Estados miembros podrán establecer una planificación

• a largo plazo, teniendo en cuenta la posibilidad de que terceros quieran acceder a la red

• la contribución de cada fuente energética a la mezcla global de combustibles de la empresa durante el año anterior;

• por lo menos la referencia a fuentes de información existentes, como páginas web, en las que esté disponible para el público información sobre el impacto en el medio ambiente al menos en cuanto a las emisiones de CO2 y los residuos radiactivos derivados de la electricidad producidos

• por la mezcla global de combustibles de la empresa durante el año anterior.

• Los Estados miembros aplicarán las medidas oportunas para alcanzar los objetivos de cohesión económica y social, protección del medio ambiente –que podrán incluir medidas de eficiencia energética y gestión de la demanda y medios para combatir el cambio climático, y seguridad del suministro.

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Dichas medidas podrán incluir, en particular, la oferta de incentivos económicos adecuados, recurriendo, si procede, a todos los instrumentos nacionales y comunitarios existentes,

• para el mantenimiento y la construcción de las infraestructuras de red necesarias, incluida la capacidad de interconexión.

• Los Estados miembros informarán a la Comisión, cuando incorporen la

presente Directiva, de todas las medidas adoptadas para cumplir las obligaciones de servicio universal y de servicio público, incluidos los objetivos de protección del consumidor y del medio ambiente, y sus posibles efectos en la competencia nacional e internacional, independientemente de que dichas medidas requieran una excepción a lo dispuesto en la presente Directiva. Posteriormente, informarán cada dos años a la Comisión de todos los cambios introducidos en dichas medidas, con independencia de que requieran una excepción a lo dispuesto en la presente Directiva.

• El artículo 6 sobre procedimientos para añadir nueva capacidad establece que:

o Los procedimientos y criterios de autorización se harán públicos. Se informará a los solicitantes de los motivos por los que se les deniega la autorización. Los motivos deberán ser objetivos y no discriminatorios, y deberán motivarse y justificarse debidamente. Los solicitantes dispondrán de la posibilidad de interponer recurso.

• El artículo 7 sobre concursos para nuevas capacidades menciona que:

• Los Estados miembros podrán disponer que, por razones de protección del medio ambiente y de promoción de nuevas tecnologías nacientes, se puedan adjudicar mediante licitación nuevas capacidades con arreglo a criterios publicados. Esta licitación podrá referirse a la creación de nuevas capacidades o a medidas de eficiencia energética y gestión de la demanda. No obstante, sólo podrá iniciarse un procedimiento de licitación si, mediante la aplicación del procedimiento de autorización, la capacidad de generación obtenida o las medidas adoptadas no son suficientes para lograr estos objetivos.

LA CUESTION DE LA CONEXIÓN Y EL ACCESO A LA RED Exceptuando los esquemas aislados, una central no puede funcionar sin estar conectada a la red. Las especificaciones para la conexión a la red pueden representar también un obstáculo disuasorio para el desarrollo de las PCH y/o afectar a la viabilidad del aprovechamiento. Las compañías eléctricas que exigen especificaciones irrazonables o innecesarias (como la ubicación del punto de conexión muy lejos de la central) afectan considerablemente la factibilidad de un aprovechamiento. Por otra parte, las compañías eléctricas tienen que garantizar la calidad de su servicio, por lo que tienen que exigir ciertos requisitos a los productores independientes conectados a la red. La Directiva E-EFER, en su artículo 7, especifica que “Sin perjuicio del mantenimiento de la fiabilidad y la seguridad de la red, los Estados miembros adoptarán las medidas necesarias para que los operadores de sistemas de transporte y de distribución presentes en su territorio garanticen el transporte y la distribución de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables. Podrán, además, establecer un acceso prioritario

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a la red de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables. Cuando gestionen la interconexión de las instalaciones de generación, los operadores de los sistemas de transporte darán prioridad a las instalaciones de generación que utilicen fuentes de energía renovables en la medida en que el funcionamiento del sistema eléctrico nacional lo permita”. Los Estados miembros velarán por que se definan criterios técnicos de seguridad y se elaboren y publiquen las normas técnicas que establezcan los requisitos técnicos mínimos de diseño y funcionamiento en materia de conexión a la red de instalaciones generadoras, de redes de distribución, de equipos de clientes conectados directamente, de circuitos de interconexiones y de líneas directas. Dichas normas técnicas deberán garantizar la interoperabilidad de las redes y ser objetivas y no discriminatorias. La Directiva 2003/54/EC es aun más precisa a este respecto. Por ejemplo en el preámbulo, al hablar de los beneficios del mercado interior de la electricidad dice literalmente:” La experiencia adquirida con la aplicación de esta Directiva ha puesto de manifiesto las ventajas que pueden derivarse del mercado interior de la electricidad, en lo que se refiere a mayor eficacia, reducciones de los precios, mejora de la calidad del servicio y mayor competitividad. Sin embargo, subsisten deficiencias importantes y es posible mejorar el funcionamiento de este mercado, en particular son necesarias medidas concretas para garantizar unas condiciones equitativas en el ámbito de la generación y para reducir el riesgo de que aparezcan posiciones dominantes y comportamiento abusivo, garantizando así tarifas de transporte y distribución no discriminatorias mediante un acceso a la red basado en tarifas publicadas antes de su entrada en vigor, y velando por la protección de los derechos de los pequeños clientes y de los clientes vulnerables y la publicación de información sobre las fuentes de energía para producción de electricidad, así como referencia a las fuentes, cuando estén disponibles, que faciliten información sobre su impacto medioambiental………….. Los principales obstáculos para la realización de un mercado interior plenamente operativo y competitivo están relacionados entre otras cosas con el acceso a la red, las cuestiones de tarificación y los distintos grados de apertura de los mercados entre los Estados miembros. Para que la competencia funcione correctamente se requiere un acceso no discriminatorio a la red, transparente y a precios razonables. Para completar el mercado interior de la electricidad, es primordial que los gestores de redes de transporte o distribución puedan acceder a la red en condiciones no discriminatorias. Un gestor de red de transporte o distribución puede constar de una o más empresas.” Así mismo estipula: “El cumplimiento de los requisitos de servicio público es una exigencia fundamental de la presente Directiva, y es importante que en ella se especifiquen normas mínimas comunes, respetadas por todos los Estados miembros, que tengan en cuenta los objetivos comunes de protección, seguridad del suministro, protección del medio ambiente y niveles equivalentes de competencia en todos los Estados miembros. Es importante que los requisitos de servicio público puedan interpretarse en el ámbito nacional, teniendo en cuenta las circunstancias nacionales y dentro del respeto del Derecho comunitario.” En la Directiva que comentamos existen varios artículos que tratan directamente del acceso a la red y al aumento de capacidad:

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• El artículo 5 de las reglas comunes especifica: “Los Estados miembros velarán por que se definan criterios técnicos de seguridad y se elaboren y publiquen las normas técnicas que establezcan los requisitos técnicos mínimos de diseño y funcionamiento en materia de conexión a la red de instalaciones generadoras, de redes de distribución, de equipos de clientes conectados directamente, de circuitos de interconexiones y de líneas directas. Dichas normas técnicas deberán garantizar la interoperabilidad de las redes y ser objetivas y no discriminatorias. Se notificarán a la Comisión, con arreglo al artículo 8 de la Directiva 98/34/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 22 de junio de 1998, por la que se establece un procedimiento de información en materia de las normas y reglamentaciones técnicas y de las reglas relativas a los servicios de la sociedad de la información.”

• El artículo 6 sobre los procedimientos de autorización para nuevas instalaciones

subraya que “Los Estados miembros fijarán los criterios para la concesión de las autorizaciones de construcción de instalaciones generadoras en su territorio. Los criterios podrán referirse a seguridad y la protección de las redes e instalaciones eléctricas y de los equipos asociados; la protección de la salud y la seguridad públicas; la protección del medio ambiente; la ordenación del territorio y la elección de los emplazamientos; la utilización del suelo público y la eficiencia energética.”

• El artículo 14 sobre las funciones de los gestores de redes de distribución resulta

muy explicito al ocuparse de las FER: “Todo Estado miembro podrá imponer al gestor de red de distribución la obligación de que, en la ordenación del funcionamiento de las instalaciones generadoras, dé preferencia a las que utilicen fuentes de energía renovables o de residuos o que utilicen un procedimiento de producción combinada de calor y electricidad. En caso de que los gestores de red de distribución se encarguen de garantizar el equilibrio de la red de distribución de electricidad, las normas adoptadas por ellos a tal fin deberán ser objetivas, transparentes y no discriminatorias, incluidas las normas de cobro a los usuarios de sus redes en caso de desequilibrio energético.”

La Comisión controlará y examinará la aplicación de la presente Directiva y presentará un informe general de situación al Parlamento Europeo y al Consejo antes de que acabe el primer año siguiente a la entrada en vigor de la presente Directiva, y a partir de entonces con una periodicidad anual. El informe deberá tratar, entre otros, los siguientes puntos: la experiencia adquirida y los avances conseguidos en la creación de un mercado interior de la electricidad completo y plenamente operativo, así como los obstáculos que persistan a este respecto, incluidos aspectos relacionados con posiciones dominantes, concentración del mercado y prácticas abusivas o anticompetitivas y su efecto en términos de distorsión del mercado. La Comisión enviará al Parlamento Europeo y al Consejo, no más tarde del 1 de Enero de 2006 un informe detallado explicando los progresos realizados en la creación de un mercado interior de la energía. El informe considerará, en particular, la existencia de un acceso no discriminatorio a la red. A.4 El mercado interno, actualmente, en la UE.

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El último informe de la Comisión Europea sobre los avances y éxitos en la implementación del mercado interior de la electricidad en la UE nos muestra que la situación es la siguiente: Implementación de la Directiva sobre Electricidad. Aunque desde 2001, en el sector de la electricidad se han producido avances en términos de funcionamiento general del mercado, hay todavía áreas en donde aparecen problemas:: Los diferentes grados de apertura del mercado reducen el ámbito de los beneficios que los usuarios podrían esperar de la libre competencia Las disparidades en las tarifas de acceso a la red interconectada por parte de los operadores, pueden constituir una barrera a la competencia La gran capacidad instalada de los actuales generadores impide la entrada de otros nuevos Hay insuficiente interconexión entra las infraestructuras de los EM Resultados de la apertura del mercado para los consumidores. Las dos consecuencias inmediatas de la apertura del mercado deberían ser la disminución de los precios de la electricidad y la oportunidad de negociar con los operadores y eventualmente cambiar de suministrado. Sin embargo, no se observa una tendencia a la baja del precio del kWh. La tendencia es diferente en los EM, y cuando se observa una baja, esta se produce en los grandes consumidores (la industria) y no en los pequeños (el sector domestico). En lo que se refiere a las negociaciones y cambio de suministrador hay que admitir que en la mayoría de los EM los grandes consumidores han aprovechado esta posibilidad. Hay Estados Mi4embros, como Austria y Alemania, en la que el cambio de suministrador también está afectando a pequeños consumidores. Cuestiones de servicio público. Los EM son conscientes de la necesidad de asegurar el abastecimiento energético, alcanzar elevadas cuotas de calidad en el servicio y defender los objetivos medioambientales de la Comunidad. Entre las cuestiones más importantes comunicadas a los SE ME incluyen las medidas encaminadas a aumentar el porcentaje de fuentes renovables de energía. Acceso a la red. Tarifas de Acceso: El número de compañías que explotan las redes de transporte y de distribución varía mucho de EM a EM. Esta situación es una herencia de cómo estaba organizado el suministro de electricidad antes de la liberación del mercado. En algunos países, como Francia, Irlanda y Grecia, existe una sola compañía nacional que es propietaria de la línea principal de transmisión y de la mayoría o la totalidad de las de distribución. En otros, como Alemania y Austria, los sistemas de transporte funcionan a nivel regional, y la distribución está en manos de una extensa red de compañías municipales, mientras en otros el número de operadores se sitúa entre los dos extremos anteriores. Tabla A.3: Acceso a la red de la electricidad en la UE Media Tensión Baja Tensión

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TARIFAS TOTALES CONEXION

Número de compañías

de transporte

Número de compañías

de distribución

Precio medio estimado (Є/MWh)

Horquilla aproximada max - min (Є/MWh)

Precio medio

estimado (Є/MWh)

Horquilla aproximada max - min (Є/MWh)

Austria 3 155 20 15-25 65 50-80 Bélgica 1 35 15 n.a. Dinamarca 2 77 15 n.a. 25 (no se sabe) Finlandia 1 100 15 10-20 35 (no se sabe) Francia 1 172 15 n.a. 50 n.a. Alemania 4 880 25 15-45 55 40-75 Grecia 1 1 15 n.a. Irlanda 1 1 10 n.a. 40 n..a. Italia 1 219 10 n.a. Luxemburgo - 18 20 n.a. Holanda 1 18 10 (no se sabe) 35 (no se sabe) Portugal 1 3 15 n.a. España 1 297 15 n.a. 45 n.a. Suecia 1 218 10 5-15 40 20-60 Reino Unido 4 15 (no se sabe) 10-15 40 30-50 Fuente: segundo informe de seguimiento de la Comisión SEC(2003) 448 Equilibrado: Otra cuestión muy importante en lo que se refiere a seguridad de acceso a los centros de la red la constituye las condiciones relativas al equilibrio. El operador de la red es el responsable de su equilibrado, y factura los costes a los productores. En muchos EM el precio del equilibrado viene dado por el mercado, mientras que en otros el precio está directamente regulado por la Autoridad. Esta situación pone en desventaja a los nuevos productores que por tener una menor cartera de clientes, resultan más vulnerables. Seguridad de abastecimiento. La introducción de la competencia en los mercados de gas y electricidad debe organizarse de forma que los consumidores puedan descansar en la seguridad de un suministro continuo y fiable. Esto quiere decir que las capacidades de generación y transporte deben de ser suficientes para hacer frente a una demanda cuyo volumen y condiciones varían a lo largo del año. La Tabla A.4 suministra una información fiable sobre la situación de los EM en 2002, en lo que respecta a sus capacidades de generación en reserva. Se constata que la situación actual de la UE es globalmente favorable en lo que concierne a la adecuación de las capacidades- En principio los EM prevén mantener el nivel de la “capacidad remanente” por encima del 50% de la capacidad disponible. Tabla A.4: Seguridad en el suministro de electricidad en la UE Situación en materia de seguridad de suministro en

2002 Medidas para desarrollar capacidades excepcionales

Capacidad producción en reserva

Capacidad importación

(% del consumo)

Crecimiento p.a. de la

carga máxima

Aumento capacidad a 2004 (GW)

Basado en el

mercado

Obligación del

operador o del

productor

Incentivos p.e.

retribución capacidad disponible

plica

Austria 34% 45% +2,1% 0,1 X Bélgica 2% 31% +2,1% 0,2 Dinamarca X Finlandia desconocido Francia 16% 19% +1,9% 0,4 X

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Alemania 5% 15% +0,5% 0,8 X Grecia 7% 13% +3,2% 1,2 (x) (x) Italia 9% 12% +3,7% 5,7 x Irlanda -2% 6% +3,0% 0,8 (x) Luxemburgo - 100% +2,8% 0,0 0,8% Holanda 7% 28% +3,0% 0,7 x Portugal 13% 13% +4,0% 0,5 x España 16% 7% +3,1% 4,5 x Suecia x Reino Unido 12% 3% -1,0% 5,0 X Nordel 1% 5% -0,8% 6,0 Objetivos medioambientales. Los bajos costes de inversión de la generación con ciclos combinados y su relativa buena eficiencia de su combustible, están propiciando su popularidad en todo el territorio de la UE. Paralelamente la competitividad puede llevar al cierre de las viejas centrales, menos eficientes y menos respetuosas con el medioambiente. Esto es lo que ha ocurrido por ejemplo en el Reino Unido cuyas emisiones se han visto drásticamente reducidas en los años 90. Se produce así una situación contradictoria: debido a la competencia se cerraran plantas antiguas y contaminantes, pero al bajar los precios se puede producir un aumento del consumo de energía, especialmente si no se reconocen los costes externos de generación con fuentes fósiles. La Tabla A.5 refleja el esfuerzo llevado a cabo por los EM para gestionar la demanda y promocionar el uso de las fuentes renovables Tabla A.5: Política medioambiental en el suministro de electricidad en la UE Generación neta adicional 1998-2001 (MW) IVA.

% Impuesto

s/ la energía

Mecanismo de apoyo para las FER

Con petróleo o

carbón

Con gas Con FER o cogeneración

otros

Austria 20 ** Precio fijo (REFIT) No hay información Bélgica 21 * cuota (certificados verdes) -225 -225 +433 - Dinamarca 25 *** cuota (certificados verdes) -803 +317 - +32 Finlandia 22 * Inversión subsidiada -270 +160 +307 +220 Francia 19.6/5.5 * Cuota (concurso) No hay información Alemania 16 ** Precio fijo (REFIT) -160 -101 +3150 +1251 Grecia 8 Ninguno Precio fijo (REFIT) -80 +492 - - Irlanda 12.5 Ninguno Cuota (concurso) 0 +310 +1074 +84 Italia 20/10 ** cuota - +4880 +1167 - Luxemburgo 6 * Precio fijo (REFIT) No hay información Holanda 19 *** cuota (certificados verdes) -227 +511 - Portugal 5 Ninguno Precio fijo (REFIT) -30 +660 - - España 16 * Precio fijo (REFIT) +341 - +5942 +1057 Suecia 25 ** cuota (certificados verdes) -2500 - +7 -600 Reino Unido 17.5/5 * Cuota (concurso) -5734 +109 +109 -257 TOTAL -8400 +12700 +12700 +1800 La tabla demuestra que todos los EM, unos más que otros, han puesto en marcha sistemas de apoyo a las fuentes renovables; su efectividad puede observarse en el mix de combustible de la capacidad añadida en los años 1998-2001. Como se ve la parte de renovables representa casi el 50% de la capacidad añadida en ese periodo en la UE. La

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mayor parte de ese incremento corresponde a Alemania y a España. Hay que hacer notar que la mayoría de los EM tienen una política fiscal que favorece el desarrollo de las FER y penaliza el consumo. Los líderes en este campo son Dinamarca y Holanda. Bibliografía

1. Documento de trabajo de la C.E. “Electricidad de fuentes renovables y el mercado interior de la electricidad”

2. ECN. Informe “Política de Energías Renovables en Europa. Country Fact. sheets 2003

3. Directiva 2003/54/EC referente a reglas comunes para el mercado interior de la electricidad y derogación de la Directiva 96/92/EC

4. Documento de trabajo de la Comisión “Second benchmarking report on the implementation of the internal electricity and gas market. SEC(2003) 448”

5. Directiva 2001/77/EC sobre la promoción de la electricidad producida por Fuentes de energía renovables en el mercado interior de la electricidad

_________________________________ 1 Revisado por Francis Armand (ADEME), Gema San Bruno (ESHA) y Celso Penche (ESHA)

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GLOSARIO Altura de la superficie del agua: (Stage (of a river)) Altura de la lámina de agua en una estación de aforos, cuyos puntos en función del caudal, diseñan la curva de gasto Aprovechamiento de agua fluyente: (Run-of-river scheme) Aprovechamiento hidroeléctrico en el que las turbinas funcionan siempre que el agua que circula por el canal supere el caudal mínimo de una turbina. Azud: (Weir) Presa de poca altura diseñada para que, aguas arriba, el nivel de estas permita derivar una parte del caudal, sin impedir que el agua del cauce pase sobre la coronación del mismo. Índice del caudal de base: (base-flow index) Volumen total del caudal de base dividido por el volumen total de escorrentía en un momento dado. Este índice esta muy relacionado con el clima y la geología. Cámara de carga: (Forebay) Una cámara o laguna, generalmente situado al final del canal hidráulico, de la que sale la tubería forzada que alimenta las turbinas Canal de retorno: (Tailrace) Canal que conduce el agua a la salida de la turbina, o eventualmente el difusor, al río. Caudal medio diario: (average daily flow) Cantidad de agua que pasa a lo largo de un día por una estación de aforos. Caudal reservado: (compensation flow) Caudal mínimo exigido legalmente para que circule, en el tramo cortocircuitado – entre la toma y el punto de restitución – a fin de garantizar la supervivencia y crecimiento de la fauna acuática. Caudal supercrítico: (Supercritical flow) Flujo rápido cuyo número de fraude es mayor que la unidad Cavitacion: (cavitation) Cuando la presión ejercida sobre un líquido en movimiento, desciende por debajo de su presión de vaporización, éste se evapora formando gran número de pequeñas burbujas,

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que al ser arrastradas a zonas de mayor presión, terminan por estallar, generando impulsos de presión muy elevados, cuya acción repetitiva da lugar a una corrosión difusa muy perjudicial para el metal. Central de puntas: (Peaking Plant) Central que entra en producciones en aquellos periodos en los que la demanda es máxima. Constante de gravitación: (Gravitational constant g:) Aceleración debida a la gravedad, Su valor aproximado es de 9,81 m/seg2. Corriente alterna: (Alternating current) Corriente eléctrica que invierte periódicamente su polaridad – en contraste con la corriente continua. En Europa, la frecuencia estándar es de 50 Hz. En América del Norte y en muchos países de América del Sur es de 60 Hz. Corriente continua (Direct current) Electricidad que fluye constantemente en la misma dirección, e contraste con la corriente alterna. Cuenca de recepción: (catchment’s area) Territorio geográfico cuyos límites son las crestas de las montañas, que en realidad constituyen las divisorias de aguas. La cuenca de recepción es por tanto un territorio aislado, desde un punto de vista hidrológico, que funciona como un colector encargado de recoger las precipitaciones y transformarlas en escurrimientos. Curva de caudales clasificados: (FDC) La curva de caudales clasificados (CCC) muestra, para el tramo de río en cuestión, el porcentaje de tiempo en el que se alcanza o se supera un cierto valor del caudal. Curva de gasto: (Rating curve) Correlación entre caudal y altura de la superficie del agua en una estación de aforos. Difusor: (Draft tube) En las turbinas de reacción, el agua a la salida del rodete, pasa antes de llegar al canal de descarga, por un tubo de aspiración o difusor, cuya misión es recuperar parte de la energía cinética contenida en el agua que abandona el rodete a una velocidad elevada. Embalamiento: (Overspeed) Cuando, trabajando a plena potencia hidráulica, desaparece súbitamente la carga exterior, la turbina aumenta su velocidad hasta alcanzar lo que se conoce como velocidad de embalamiento.

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Energía: (Energy) Magnitud física que expresa la capacidad de un sistema para producir trabajo y calor. La energía eléctrica se mide en kWh, y representa una potencia (kilovatios) actuando durante un tiempo dado (horas). 1 kWh = 3.6x103 Julios. Escala de peces: (Fish ladder) Estructura por la que pueden pasar los peces migratorios viajando aguas arriba, ubicada generalmente a un costado del azud. Escorrentía: (Runoff) Parte de la precipitación que entra a formar parte del caudal del río. Evapotranspiración: (Evapotranspiration) Suma del volumen de agua que emplea la vegetación para su desarrollo (transpiración) y de la que se evapora ya sea directamente del suelo o de la cubierta vegetal (evaporación) Factor de carga: (Load factor:) Cociente de dividir la energía producida por una central (o una turbina) en un periodo dado de tiempo, y la que hubiera producido si hubiera funcionado continuamente a su potencia nominal Factor de potencia: (Power factor) El factor de potencia de un sistema de potencia eléctrica de corriente alterna se define como la relación de la potencia activa a la potencia aparente. Flujo de base: (Baseflow): La contribución al caudal de un río, del agua infiltrada que corre bajo el suelo y emerge en el río a través del fondo y los bancales. Es el caudal que fluye por el río en periodos de sequía. Gavión: (Gabion) Estructura metálica en forma de caja, fabricada con alambre de acero, diseñada para contener áridos, para la construcción de azudes, diques y muros de contención. Geotextiles: (Geotextiles) Tejidos flexibles, fabricados con diversos tipos de polímetros, empleados en ingeniería geotécnica y en obra civil de pequeñas centrales hidroeléctricas para, entre otras aplicaciones, reforzar terraplenes, drenar, filtrar y separar materiales.

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Golpe de ariete: (Water Hammer) Cambio brusco de régimen en una tubería forzada, provocado por el cierre o la apertura rápida de la válvula de entrada de agua a la turbina. Gradiente hidráulico: (Hydraulic gradient) Perfil piezométrico a lo largo de un conducto cerrado por el que circula, llenándolo, el agua. Infiltración: (Percolation) La infiltración es el proceso por el cual el agua penetra desde la superficie del terreno hacia el suelo. En una primera etapa satisface la deficiencia de humedad del suelo en una zona cercana a la superficie, y posteriormente superado cierto nivel de humedad, pasa a formar parte del agua subterránea, saturando los espacios vacíos. Libre borde: (Freeboard) En un canal, la altura existente entre la superficie de la lamina de agua y el borde superior de sus orillas Limpia rejas: (Trash raker) Mecanismo para eliminar la broza acumulada delante de una reja de protección. Puede ser accionado manual o mecánicamente (oleo hidráulico o eléctrico) Líneas isócronas: (Isochronous lines) Lugar geométrico de puntos tales que el tiempo de recorrido de una gota de agua desde 7uno de esos puntos hasta la desembocadura es el mismo Líneas Isovelas (Isovels) En la sección transversal de un curso de agua, las líneas que unen los puntos con igual velocidad de la corriente. Número de Fraude (Fraude: dimensionless number) Valor adimensional F, que define si un flujo es subcrítico, crítico o hipercrítico. Los flujos, en un canal abierto, son subcríticos si F < 1, críticos si F = 1, e hipercríticos si F > 1. Número de Reynolds: (Reynolds number) Número adimensional (Re) que mide la relación entre las fuerzas inerciales y las fuerzas de tensión superficial; se utiliza para determinar si un flujo es laminar o turbulento. Por ejemplo en un tubo circular el número de Reynolds crítico se sitúa alrededor de 2 300. Numero de Thoma: (Thoma’s coeficient) Numero adimensional σ empleado para comparar el comportamiento a la cavitación de las turbinas hidráulicas y define bajo que parámetros puede producirse dicho fenómeno.

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Parada: (Outage) Periodo de tiempo durante el cual una central, una linea de transmisión o cualquier otra instalación está fuera de servicio. (En) Paralelo: ((In) Parallel) Término utilizado para indicar que una instalación de generación trabaja en conexión con la red principal y por tanto trabaja sincrónicamente a la misma frecuencia que esta. Peces anódromos: (Anadromous fish) Peces que, procedentes del mar, suben por los ríos en ciertas estaciones del año, para desovar Polígonos de Thiessen: (Thiessen polygons) Método para evaluar la altura media de las precipitaciones sobre una cuenca o región como media ponderada de los datos registrados en varias estaciones pluviométricas. El factor de ponderación de una estación es el área del polígono formado por las mediatrices de los segmentos que unen esa estación y las estaciones próximas. Potencia instalada: (Installed capacity) En una central hidroeléctrica, la máxima capacidad de sus generadores. Potencia útil: (Output) La cantidad de potencia (o de energía) suministrada por un equipo, una central o un sistema. Potencia: (Power) Capacidad para llevar a cabo un trabajo. Se mide en in julios/seg o watios (1MW= 1 j/s). La potencia eléctrica se mide en kW Punta de carga: (Peak Load:) La carga eléctrica en el momento de máxima demanda, Regulador: (Governor) Dispositivo de control que regula el caudal que atraviesa una turbina siguiendo las indicaciones de un sensor (velocidad de la turbina, altura del agua en la cámara de carga, etc.) Rejilla: (Trashrack) Estructura constituida por uno o más paneles, cada uno de los cuales está fabricado con una serie de barras paralelas separadas a la misma distancia entre ellas.

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Rip-rap: (Rip-rap) Palabra intraducible al español, que describe una protección contra la erosión, fabricada con rocas generalmente planas, dispuestas de forma aleatoria sobre el terreno. Salto bruto: (gross head) Distancia vertical entre los niveles de la lamina de agua en la toma de agua y en el canal de retorno. Salto neto: (net head) Salto realmente disponible para generar energía con una turbina, consideradas todas las pérdidas de carga producidas entre la toma de agua y la propia turbina. Tablestacas: (Flashboards) Uno o más tableros de madera, fijados sobre la coronación de un azud, para aumentar su altura. Tubería forzada: (Penstock) Tubería a presión que conduce el agua desde la toma de agua o desde la cámara de carga, a la turbina o turbinas. Válvula de compuerta: (Gate Valve) Válvula que abre el paso al fluido desplazando una placa, rectangular o redonda. Se caracterizan por que la superficie de contacto de la compuerta y el asiento es plana. Las caras de la compuerta que hacen el cierre pueden ser paralelas o en cuña. Aunque a veces se utilizan para regular el paso, en general permanecen totalmente abiertas o totalmente cerradas. Cuando están abiertas dan lugar a una perdida de carga muy pequeña. Válvula de descarga de chorro hueco: (water jet) Válvula empleada para eliminar los efectos perjudiciales del golpe de ariete, combinando su accionamiento con el del cierre de las válvulas que pueden originarlo. Válvula de mariposa (butterfly valve) Válvula, con un disco de sección lenticular que gira en el interior del tubo, para cerrar más o menos el paso del agua. Si está abierta el disco se encuentra en posición paralela al eje del conducto. Pueden operarse manual o hidráulicamente.

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