Comisión Nacional para el Ahorro de Energía

Coordinación Técnica

Dirección de Energías Renovables

Programas Estatales de Minihidráulica

JULIO, 2002

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INDICE Pag.

Introducción ......................................................................................................................... 3

Capítulo 1.- Procedimiento para la evaluación del recurso minihidráulico.......................... 5 1.1.- Resumen de procedimiento de cálculo ............................................................ 13 Capítulo 2.- Beneficios económicos y sociales al desarrollar

proyectos minihidráulicos................................................................................ 15

Capítulo 3.- Criterios para la determinación de los sitios con mayor viabilidad económica....................................................................................... 17

Capítulo 4.- Entorno socioeconómico de la zona de influencia de los proyectos.............................................................................................. 20

Capítulo 5.- Los diversos participantes de los proyectos...................................................... 22

Capítulo 6.- Estrategia de promoción de proyectos, barreras y acciones recomendadas............................................................................... 24

6.1 Identificación de barreras.................................................................................... 24 6.2 Acciones recomendadas..................................................................................... 25

Capítulo 7.- Panorama Internacional ................................................................................... 29 Capítulo 8.- Panorama Nacional .......................................................................................... 33

8.1- Centrales en operación o fuera de servicio........................................................ 34 8.2.- Estudios ............................................................................................................ 35

Capítulo 9.- Proyectos demostrativos. Experiencias y lecciones aprendidas...................... 37

9.1.- Ubicación geográfica y características principales............................................ 37 9.2.- Programas de construcción............................................................................ 41 9.3.- Experiencia operativa inicial (2 años)............................................................. 43 9.4.- Costo de obras y financiamiento....................................................................... 44 9.5.- Evaluación económica y comparación de costos con otras formas de generación (CFE 2000).................................................. 46 9.6.- Planta Metlac Orizaba Ver ............................................................................ 48 9.7 .- Planta Jalapilla Orizaba Ver ........................................................................... 52

Referencias .......................................................................................................................... 55

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Anexo I Bases legales para la asociación de empresas privadas y entidades públicas con fines de generación eléctrica. Anexo II Aspectos básicos a considerar en la planeación de proyectos Minihidráulicos.

Anexo III Tablas Tabla 9-1................................................................. Proyectos minihidraúlicos DOE (EEUU) Tabla 9.2............................................................................... Obras realizadas por Proyecto Tabla 9.3..................................................................Datos Principales de casa de máquinas Tabla 9-4....................................................................................Datos de Turbogeneradores Tabla 9-5 ..........................................................................................Datos de Construcción Tabla 9.6................................................................... Datos de operación (primeros 2 años) Tabla 9.7...................................................................................... Costos reales de inversión Tabla 9.8............................................................................................ Evaluación económica

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Introducción El aprovechamiento de la energía hidráulica en pequeñas centrales en nuestro país ha sido una práctica común desde principios del siglo XX. Las zonas montañosas con buena precipitación de lluvia son las adecuadas para su desarrollo. Así en algunas partes de los estados de Puebla, Veracruz, Chiapas, Michoacán y Oaxaca se tiene conocimiento de una serie de centrales que sirvieron y/o que aún operan en industrias como la papelera, la textil, la cervecera o la del café. En 1960 cuando por decreto del presidente Adolfo López Mateos se nacionalizó la industria eléctrica, pasaron a poder del Estado unas 60 centrales minihidráulicas (< 5 MW) con una potencia instalada total de 75 MW que eran operadas por diversas compañías en el centro y sur del territorio nacional. La legislación cambió de tal forma que solamente a la CFE y LyF se les permitió generar, transmitir y distribuir electricidad con fines públicos. Se suspendió así la evaluación del potencial minihidráulico nacional y la CFE enfoca sus esfuerzos al desarrollo del potencial macrohidráulico en los grandes ríos del país como son el Grijalva, Balsas ó Papaloapan y desde luego a la construcción de grandes centrales termoeléctricas. En estas condiciones, la búsqueda de nuevas centrales se abandona a nivel nacional tanto las de carácter público como las de particulares. La nueva Ley del Servicio Publico de Energía Eléctrica de 1992 permite la producción de electricidad por particulares en sus modalidades de Autoabastecimiento, Pequeño Productor o Productor Independiente. Gracias a esta nueva legislación es que la Minihidráulica resurge como una opción a considerar dentro de las formas de producir fluido eléctrico. Es ahora que se hace necesario retomar aspectos tan importantes como: • La evaluación del potencial minihidráulico nacional • La promoción de la Minihidráulica a nivel Estatal • El apoyar la realización de proyectos demostrativos • La difusión de los casos exitosos

Desde 1992 la CONAE ha hecho esfuerzos en este sentido. Se ha estudiado la situación que guarda actualmente la minihidráulica a nivel nacional, se ha determinado el potencial que es posible explotar en forma económica en una región de los Estados de Puebla y Veracruz. Asimismo se cuenta con una Metodología para la evaluación preliminar de sitios minihidráulicos. La CONAE ha organizado una serie de seminarios y eventos que promueven el uso de las fuentes de energía renovable como es el caso de la minihidráulica

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Es así como se decidió elaborar este documento dirigido a todas aquellas personas que toman decisiones en proyectos de inversión. El título del programa de promoción se denomina “Programas Estatales de Minihidráulica” . El objetivo central es poder difundir las bondades de la minihidráulica y cómo pueden contribuir al desarrollo económico y social de diversas regiones del país. Los usuarios potenciales de la energía minihidráulica son : • Diversos grupos industriales o agroindustriales quienes buscan reducir de alguna

forma sus costos de producción. • Los gobiernos municipales que se ven en dificultades para cubrir los pagos por

servicio de energía eléctrica para alumbrado público o bombeo. El documento pretende ser una guía o primer contacto con los diversos actores que intervienen en el desarrollo de este tipo de proyectos buscando que se puedan aclarar las dudas que se tengan sobre esta forma de generar electricidad. Al termino de su lectura deben quedar resueltas preguntas como : 1. ¿Que es la minihidráulica? 2. ¿Cuanto potencial hay en México y cuánto se ha explotado? 3. ¿Cómo se compara México con el resto del mundo en este tema? 4. ¿Cómo se evalúa una posible planta? 5. ¿Qué beneficios económicos y sociales se pueden esperar? 6. ¿Quiénes son los actores principales que intervienen en su desarrollo? 7. ¿Qué impide su desarrollo y qué hacer para lograrlo? 8. ¿Qué casos exitosos se pueden referir? 9. ¿Cuáles han sido las lecciones aprendidas de ellos?

La CONAE presenta así este documento con la esperanza de tener una retroalimentación de sus lectores, reconociendo que quizás representa solo el primer escalón de una serie de esfuerzos que habrán de realizarse en el futuro cercano. Serán bienvenidos todos los comentarios que permitan mejorar el contenido del documento así como sugerencias para profundizar en alguno de los temas presentados.

5

Capítulo 1.- Procedimiento para la evaluación del

recurso minihidráulico

La energía hidráulica de un río o arroyo esta formada por el flujo de agua que corre por su cauce y por los desniveles o “caídas “ a lo largo de su longitud, desde las partes altas o montañosas hasta las planicies costeras. Una central minihidráulica (< 5 MW) buscará aprovechar parte de la energía hidráulica total del río o arroyo. Convencionalmente las centrales minihidráulicas se clasifican atendiendo a la caída (carga) de agua que aprovechan. Tipo de central Caída Gasto

Baja Carga 5 a 20 m 30 a 300 m3/s Media Carga 20 a 100 m 3 a 30 m3/s Alta Carga mayor a 100 m menos de 3 m3/s Por lo general las centrales que son de Baja Carga aprovechan gastos importantes pero desniveles de poca magnitud y por el contrario, las de Alta Carga utilizan gastos menores y desniveles importantes. Las partes principales de una central minihidráulica son : • La presa derivadora .- Obra que sirve para desviar parte del flujo del río hacia la

planta. • El canal y/o túnel.- Se utiliza para

conducir el flujo captado por la presa. • Un tanque de carga.- Se utiliza para

controlar el agua que llega del canal y permite operar satisfactoriamente a la tubería a presión.

• Tubería de presión.- Este elemento se ubica entre el tanque de carga y la casa de máquinas, es decir a lo largo de la caída o desnivel por aprovechar.

• La casa de máquinas.- Es la construcción que sirve para instalar la(s) turbina(s) y generador(es) eléctricos. Incluye la subestación.

• La línea de transmisión.- La instalación que se utiliza para enviar la electricidad al centro de consumo.

Fig. 1.1 Componentes de una minihidraúlica

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El agua después de haber sido utilizada, se regresa al río o arroyo por medio de un canal de desfogue. Existen dos niveles de estudio que es necesario seguir en orden: a) Identificación del sitio b) Anteproyecto A continuación se presentan los aspectos que cada uno de dichos estudios debe cubrir. Al termino de dichos estudios se estará en la posibilidad de clasificar una serie de sitios desde el punto de vista económico y posteriormente decidir por cuál sitio conviene iniciar el proyecto ejecutivo y la construcción de la obra. a) Identificación del sitio Con el apoyo de un ingeniero o personal técnico calificado en hidráulica se realizan los siguientes trabajos : • Se determina la cuenca del proyecto .- Cuando de construye una pequeña presa ,

el área de captación del agua esta formada por los lados del cauce de un río desde el propio río hasta el “parte aguas de la cuenca”, es decir la parte mas alta en donde si una gota de agua cae ahí, un 50 % drena hacia la cuenca y el otro 50 % drenará hacia otra cuenca. Se mide en Km2

• Se obtiene la información hidrométrica.- La Comisión Nacional del Agua (CNA) y la

Comisión Federal de Electricidad (CFE) tienen una red de estaciones hidrométricas a lo largo de los ríos importantes del país y sus afluentes principales. Estos registros son en su mayoría producto de medir por mas de 25 años de forma que su estadística es de suma importancia para la viabilidad técnica de los proyectos.

• Se localizan las obras civiles: (presa derivadora, canal, tanque de carga, tubería de

presión, casa de maquinas)

7

Fig. 1.2 Cuenca de sitio y líneas topográficas

b) Anteproyecto de la central.- en esta etapa se determinará lo siguiente: • El gasto económico a instalar • Las dimensiones principales de las obras civiles • El número y tamaño de turbinas y generadores • La evaluación de los costos de inversión • La evaluación económica del proyecto Como apoyo al desarrollo de los trabajos de la etapa de anteproyecto, la CONAE desarrolló en el año de 1999 una metodología para evaluar centrales minihidroeléctricas(1). En este documento se tratan paso a paso los aspectos importantes a considerar por el personal que este realizando el anteproyecto. La metodología se apoya a su vez en un modelo por computadora que facilita los cálculos. Se presenta a continuación un ejemplo de los datos de “entrada” y los resultados o “salida” de dicho modelo. Se trata del anteproyecto Hueytamalco que se localiza en el estado de Veracruz.

Parte aguas de la cuenca

8

Fig. 1.3 Ejemplo de algunos datos de entrada para anteproyectos

Como se puede ver , en los datos de entrada se consignan datos relevantes de la obra de captación (presa derivadora, cotas sobre el nivel del mar (m.s.n.m) entre el tanque de carga y la casa de máquinas (caída aprovechable), la longitud del canal o canales, caminos, etc. También se da entrada a los gastos o flujos mensuales del río en estudio,

DATOS GENERALES

NombreHueytamalco Estado Veracruz

Río María de la torre Latitud Norte 19º 57"

Río principal Bobos Long.Oeste 97º 16

No. de captaciones 1

Long. de canal (es) 1.58 Km. Long. de tunel(es) 0.25 Km.Cota de carga 740m.s.n.m Long. camino acceso 3.7 Km.

Cota de generación 600m.s.n.m Long. de línea de transm. 1.5 Km.

Voltaje de línea de transm. 34.5 Kv.

Obra de Captación

Presa derivadora Hidrologia

1 Area de la cuenca Ap 126.54 Km2

Material (es)

Volumen grava/arena 0 0 miles de M3 Area de cuenca de estación hidrom. Aeh 1466.70 Km2

Mampostería 2,000 13,650 miles de M3 Nombre de estación hidrométricaMtz de la Torre

Concreto 300 0 miles de M3 Clave de estación hidrométrica 0

Vol. de excavación 0 1,500 miles de M3 Gasto inicial de proyecto 4.77 m3/s

Gastos medios mensuales y anual del anteproyecto ( m3/s)Enero 3.51Febrero 3.08Marzo 2.69Abril 2.47Mayo 2.38Junio 4.13Julio 4.03Agosto 4.06Septiembre 8.65Octubre 6.44Noviembre 6.12Diciembre 3.99Medio anual 4.30

Alternativa

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

m3/

s

Ene

ro

Feb

rero

Mar

zo

Abr

il

May

o

Juni

o

Julio

Ago

sto

Sep

tiem

bre

Oct

ubre

Nov

iem

bre

Dic

iem

bre

9

El modelo realiza diversos cálculos para determinar los parámetros principales del anteproyecto como se dijo anteriormente. A continuación se presentan algunos de los cuadros de salida o de resultados de la evaluación.

Fig. 1.4 Resultados del modelo: Cálculo de obras civiles y equipos principales

Volúmen de excavación 5,118 m3 Volúmen de excavación 1,804 m3

Volúmen de concreto 999 m3 Volúmen de concreto 649 m3

125 ton.

Volúmen de excavación 2285.04 m3

Volúmen de concreto 334.74 m3

33.47 ton.

Potencia 5836.95 Kw 6485.5 Kva

Voltaje de generación 13.8 Kv

Voltaje de transmisión 34.5 Kv

No. de unidades 3

Tanque de carga

Acero de refuerzo (tanque de carga)

Resultados para Equipo electromecánico

Resultados de la cubicación de Obras civiles

Canal Tunel

Acero de refuerzo (canal y tunel)

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El modelo tiene la forma de encontrar cual es el gasto económico a instalar. Lo hace tomando en cuenta las variables económicas principales de cualquier proyecto, es decir el valor presente neto VPN, la relación beneficio – costo (B/C), el tiempo de recuperación de la inversión y la tasa interna de retorno TIR en %.

Fig. 1.5 Resultados del modelo: Cálculo del costo de inversión

Las figuras 1.6 y1. 7 presentan gráficamente la evaluación económica del anteproyecto en estudio.

Nombe

Concepto Unidad P.unitario Cantidad Importe Hueytamalco$ M.N $ 106 M.N. Gasto m3/s)

OBRA CIVIL 4.77a) Obra de contención

Excavación a cielo abierto m3 193.84 1,500 0.291Volumen total Alternativa 1 550 13,650 7.508

m3 0.000Subtotal 7.798

b) Canal/túnel de conducción

Excavación a cielo abierto m3 75.68 20,714 1.568

Terrenos (derecho de vía 15 m ancho) km2 70,000,000 0.027 1.922

Concreto hidráulico m3 1,592 3,903 6.213

Excavación en túnel m3 340 6,007 2.042Acero de refuerzo t 9,332 321 2.992

Subtotal 14.737c) Tanque de carga

Excavación a cielo abierto m3 75.68 2,736 0.207

Concreto hidráulico m3 1,592 2,222 3.537Acero de refuerzo t 9,332 222 2.074Rejillas y compuertas lote 9,500 1 0.0095

Subtotal 5.621d) Planta hidroeléctrica Casa de máquinas lote 1,500,000 1.00 1.500

e) Derecho de vía linea transm. 20 m. Km2 50,000,000 0.030 1.500f) Camino de acceso km. 1,500,000 3.70 5.550

Subtotal 8.550 Inv. dep. de Q(m3/s)TOTAL OBRA CIVIL: 36.706 48.519

EQUIPO ELECTROMECANICO 9.704g) Tubería a presión t 36,600 4.99 0.183 58.223h) Potencia total instalada (Mw ) 8.733i) Turbina, generador, grúa viajera lote/Mw 4,750,000 5.6 26.450 66.956compuertas y equipo auxiliar. 3.348

j) Subestación elevadora lote 5,512,000 0.60 3.307 70.304

k) Línea de transmisión km. 95,400 1.5 0.143TOTAL DE OBRA ELECTROMECANICA : 30.083 Inv. No depend. Q(m3/s)

TOTAL OBRA PARCIAL : 66.789 18.270Indirectos (20%) 13.358 3.654Costo parcial 80.147 21.924Utilidad (15% ) 12.022 3.289Subtotal 92.169 25.212Proyecto (5%) 4.608 1.261

Costo total de la inversión 96.777 26.473* Fuente de precios unitarios : CFE Catalogo de precios índice a nivel de

Pre viabilidad y Viabilidad . El precio de equipos electromecánicos se actualizó del estudio de CONAE

"La situación de la minihidráulica nacional y potencial en una reg. de los Edos. de Puebla y Veracruz ( 1994)"

Presupuesto (precios unitarios medios de 1998)*

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Fig. 1.6 Ejemplo de evaluación económica : VPN , Inversión y recuperación de inversión Sito : Hueytamalco Ver Para este ejemplo (Hueytamalco), se observa que el gasto económico esta alrededor de Q = 3.75 m3/s , pues en este punto se obtiene el máximo de valor presente neto VPN, es también el punto que presenta el menor tiempo de recuperación de la inversión. Para complementar esta evaluación, se presenta la Fig. 7 con la determinación de la tasa interna de retorno TIR (%) y la relación beneficio / costo B/C. Véase también la fig. 8 (capítulo 3)

Valor Presente Neto e Inversión para diferentes gastos

($100.00)

($50.00)

$0.00

$50.00

$100.00

$150.00

$200.00

$250.00

2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00 8.00 9.00 10.00

Gasto (m3/s)

Mill

ones

de

peso

s( 1

998)

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

Valor presentenetoInversión

Recup.Invers.(años)

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Fig. 1.7 Ejemplo de evaluación económica : Tasa interna de retorno TIR (%) y Rel. B/C. Sitio Hueytamalco Ver. Estas dos variables vienen a complementar la evaluación económica del anteproyecto. Para el ejemplo presentado, efectivamente se refuerza el resultado de que el gasto económico a instalar es de 3.75 m3/s pues para dicho gasto se maximiza tanto la TIR (16.20 % ) y la relación beneficio / costo (1.28). Así el modelo cumple su función de simular rápidamente diversos esquemas de aprovechamiento e incluso hacer modificaciones a un mismo anteproyecto hasta llegar al optimo. Una vez que se hayan estudiado y optimizado una serie de sitios, se puede estar en la posibilidad de elegir de entre ellos alguno, para pasar a su etapa final de diseño y construcción.

Tasa Interna de Retorno y Rel. B/C para diferentes gastos

0.00%

2.00%

4.00%

6.00%

8.00%

10.00%

12.00%

14.00%

16.00%

18.00%

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

4.50

5.00

5.50

6.00

6.50

7.00

7.50

8.00

8.50

9.00

9.50

10.0

010

.50

Gasto ( m3/s)

TIR

(

% )

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

TIR

Rel. B/C

13

1.1 Resumen de procedimiento de cálculo

Para facilitar la comprensión del procedimiento de cálculo se presenta a continuación un

diagrama de flujo ilustrativo(1):

Identificación del sitio

§ Cuenca de proyecto § Datos hidrométricos (CNA) § Localización de obras civiles

Gasto inicial (Q1) en m3/s (puede ser el gasto medio anual)

Q = Q1

Diseño preliminar

§ Presa(s) derivadora(s) § Canal(es) y/ o túnel(es) § Tanque(s) de carga

§ Tubería(s) a presión § Potencia (KW)

Presupuesto § Obras civiles § Equipos electromecánicos § Subestación y línea de transmisión § Caminos de acceso, terrenos y derechos

de vía

α

14

NO

SI

Evaluación económica § Valor presente neto § Relación Beneficio- Costo § Tasa interna de retorno § Tiempo de recup. de la inversión.

¿Es Q el optimo?

Variación del Gasto inicial

Q2 < Q1

y/o Q2 > Q1

Datos finales de anteproyecto

§ Dimensiones de Obras civiles § Capacidad de equipos electromecánicos § Presupuesto de Inversión § Rentabilidad económica esperada

α

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Capítulo 2.- Beneficios económicos y sociales al desarrollar proyectos minihidráulicos

La energía minihidráulica es renovable y por tanto tiene como un beneficio inherente el no producir gases invernadero como el CO2. De alguna forma también influye en la reducción del consumo de combustibles fósiles como el carbón o el combustóleo. De la experiencia de países que han desarrollado con éxito programas para la construcción de centrales minihidráulicas como es el caso de China ó la India(2) , se pueden sintetizar los principales beneficios económicos y sociales de la forma siguiente: a) Se reducen los riesgos por inundaciones .- En aquellas regiones en donde la

pendiente de los ríos es pronunciada, en época de lluvias, se presentan inundaciones importantes en las partes bajas, cerca de las planicies costeras. Este

fenómeno además es muy rápido lo que no permite prevenir a la población ribereña del peligro. Hace un par de años (1999) se presento esta situación en la desembocadura de los ríos Cazones y Tecolutla en el Estado de Veracruz. La construcción de pequeñas centrales hidráulicas a lo largo de los principales afluentes de estos ríos (de hecho ya localizados por CONAE(3) en 1995), permitiría modificar las características de las avenidas que se presentan, proporcionando una cierta capacidad de regulación, además de cambiar los tiempos de concentración del escurrimiento. Se sabe que la Comisión Nacional del Agua (CNA) ha realizado algunas obras de contención sobre los ríos mencionados, es decir pequeñas presas

derivadoras que cumplen la función ya descrita. Vale la pena buscar la coordinación con esta dependencia para estudiar a detalle las posibilidades de hacer las obras electromecánicas complementarias que requiere una central minihidráulica.

b) Se ayuda a evitar la erosión de la cuenca .- Una serie de pequeñas presas a lo largo

de un arroyo permite disminuir el grado de erosión que en forma natural dicho arroyo va ocasionando a lo largo de su cauce. Esto a su vez permite que el suelo que circunda a la corriente de agua tienda a no ser arrastrado por las crecientes que se presentan en época de lluvias.

c) Se mejoran las labores agrícolas .- En las centrales “al

hilo del agua” (sin embalse), las pequeñas presas derivadoras (Aprox. 10m de altura) pueden proveer de un almacenamiento modesto de agua susceptible de ser aprovechado para fines agrícolas. La energía eléctrica se puede usar en parte para el bombeo de agua, para la irrigación respectiva. En otras sitios, la presa con fines

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agrícolas puede ya existir y en este caso solo se requiere la construcción de la obra electromecánica. Esta energía es muy útil en distritos de riego “presurizados”, es decir en donde la irrigación se efectúa preferentemente por medio de bombeo y donde en general se encuentran problemas de suministro seguro y económico de fuerza eléctrica. De la experiencia reportada en el caso de China, se ha visto que en las zonas montañosas en donde se han construido centrales minihidráulicas en tan solo una década, se han registrado incrementos de la producción de granos hasta en un 38%. Esto se debe básicamente a que una vez construida la central, se mejora la infraestructura existente en materia de caminos de acceso, almacenes y servicios asistenciales a la población.

d) Se propicia el desarrollo agroindustrial .- El nivel de industrialización es un indicador

del grado de desarrollo de las zonas rurales. Las centrales minihidráulicas reducen o eliminan las carencias de electricidad en estas zonas y propician el desarrollo de actividades agro industriales. En zonas montañosas puede acelerar el aprovechamiento planeado de recursos forestales e incluso ser una actividad de mayor importancia que las actividades agrícolas . Para el caso de China, en una década en las 318 comunas en donde se ha llevado a cabo la electrificación rural a base de minihidráulica, se ha logrado la creación de unos 5 millones de empleo y en general se ha visto un incremento en la calidad de vida de sus habitantes. Para el caso de comunidades rurales aisladas (menos de 500 habitantes), el uso de la energía hidráulica, además de la energía eléctrica, se puede enfocar hacia la conversión a energía mecánica para mover molinos, telares, bombeo de agua y otras actividades comunitarias de las que depende en buena medida la economía de dichas comunidades

e) Desarrollo económico de la industria metalmecánica .- De

implantarse un programa para desarrollar la minihidráulica en México es probable que muchas de las turbinas, generadores y equipos auxiliares se puedan fabricar localmente a través de convenios de transferencia de tecnología con diversos fabricantes en el extranjero. De hecho ya existen en el país algunas fábricas con esta posibilidad.

f) Derrama económica por la construcción y operación.-

Durante la etapa de construcción de las centrales se emplea mano de obra de la región adyacente al sitio considerado. Se estima que una central minihidráulica requiere de al menos dos años para su construcción. Posteriormente se requiere de cierto personal para su mantenimiento y operación. En ambos casos se tiene una excelente oportunidad de capacitación de personal y

derrama económica regional. g) Arraigo en las zonas rurales y capacitación .- La actividad económica propiciada por

las centrales minihidráulicas puede influir en aumentar el arraigo de personas que regularmente emigran a EEUU en busca de mejores oportunidades de trabajo.

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Asimismo es previsible el incremento en sus niveles de capacitación por el tipo de labores a realizar.

Capítulo 3.- Criterios para la determinación de los

sitios con mayor viabilidad económica

En el capítulo 1 se mencionó la forma de evaluar la viabilidad económica de anteproyectos minihidráulicos con el apoyo de un modelo para computadora. Los criterios que determinan dicha viabilidad son: • El valor presente neto VPN ( Millones de pesos) • El tiempo de recuperación de la inversión (años) • La relación beneficio / costo ( B/C) • La tasa interna de retorno TIR en % El modelo de computo referido, hace uso de una “macro” o herramienta de computo, desarrollada por la CONAE en 1994, que precisamente hace los cálculos de las variables económicas indicadas . Para que un anteproyecto se considere viable desde el punto de vista económico se debe cumplir lo siguiente: a) Que el valor presente neto VPN sea positivo. - En realidad el VPN es una función

que se va calculando para cada año (ver Fig. 8) , a lo largo del período de análisis o vida útil del proyecto. Para una central minihidráulica es típico utilizar 30 como los años de vida operativa. En la realidad se ha visto que éste tipo de centrales pueden durar cerca de 100 años en servicio, desde luego haciendo varias rehabilitaciones a lo largo de este tiempo.

b) Que la inversión se recupere en un tiempo razonable.- Los inversionistas desean

recuperar la inversión lo antes posible. Para una central minihidráulica hablar de 8 a 10 años para recuperar la inversión puede ser lo adecuado o razonable. Si se observa de nuevo la fig. 8 se verá que el punto de la función del VPN en donde se hace positivo es precisamente el tiempo en que se recupera la inversión. A partir de este punto dicho valor crece hasta alcanzar un punto de equilibrio hacia el final de la vida útil.

c) Que la relación B/C sea positiva .- Ningún anteproyecto se puede considerar viable si

son mayores los costos que los beneficios esperados. Para el ejemplo del sitio Hueytamalco este parámetro se ubicó en 1.28.

d) Que la Tasa interna de retorno TIR (%) sea atractiva .- Los capitales siempre se

pueden invertir en diversos instrumentos bursátiles o bancarios. La TIR para la opción de inversión en una minihidráulica debe competir favorablemente con otras

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tasas de rendimiento. En este ejemplo esta tasa alcanzó un valor de 16.28 % lo que ubica bien a esta opción de inversión para las actuales condiciones del mercado.

Para terminar de dar un panorama general de la evaluación económica, a continuación se presentan los resultados obtenidos en el estudio realizado por CONAE de evaluación del potencial minihidráulico en los Estados de Veracruz y Puebla(3) en el año 1994. Se hizo la evaluación de 100 anteproyectos que fueron clasificados como “atractivos”, ”regulares” y “malos” atendiendo a dos de las variables económicas; la relación beneficio/costo (B/C) y la recuperación de la inversión en años. B/C * Rec. (años)*

• 26 Proyectos (atractivos)......................2.03 4.3 • 36 Proyectos ( regulares).....................1.28 7.0 • 38 Proyectos ( malos).......................... 0.67 15.0

* Valores promedio

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Fig. 8 Ejemplo de cálculo de viabilidad económica

Alternativa 1 Hueytamalco Q =.3.75 m3/s

Datos de Entrada Tasa Mensual de Descuento 0.80%

Año Flujo de dinero VPNMedida: 1 0 -88500000 0 (88,500,000.00)

1 18500000 18500000 1 ($71,681,818.18)

Descripción: Hueytamalco Alternativa 1, Qi = 3.75 m3/s 2 18500000 18500000 2 ($56,392,561.98)

3 18500000 18500000 3 ($42,493,238.17)

Inversión: 88,500,000.00$ 4 18500000 18500000 4 ($29,857,489.24)

5 18500000 18500000 5 ($18,370,444.77)

Ahorro Anual: 18,500,000.00$ 6 18500000 18500000 6 ($7,927,677.06)

7 18500000 18500000 7 $1,565,748.13

Tasa de Rentabilidad: 10% anual 8 18500000 18500000 8 $10,196,134.66

9 18500000 18500000 9 $18,041,940.60

No. de Períodos: 30 años 10 18500000 18500000 10 $25,174,491.46

11 18500000 18500000 11 $31,658,628.60

12 18500000 18500000 12 $37,553,298.72

Resultados 13 18500000 18500000 13 $42,912,089.7514 18500000 18500000 14 $47,783,717.95

Valor Presente Neto $25,174,491.46 15 18500000 18500000 15 $52,212,470.8716 18500000 18500000 16 $56,238,609.88

Tasa Interna de Rendimiento 16.28% anual 17 18500000 18500000 17 $59,898,736.2518 18500000 18500000 18 $63,226,123.87

Relación Beneficio-Costo $1.28 19 18500000 18500000 19 $66,251,021.7020 18500000 18500000 20 $69,000,928.82

Período de Recuperación de Inversión 6.83 años 21 18500000 18500000 21 $71,500,844.3822 18500000 18500000 22 $73,773,494.8923 18500000 18500000 23 $75,839,540.8124 18500000 18500000 24 $77,717,764.3725 18500000 18500000 25 $79,425,240.3426 18500000 18500000 26 $80,977,491.2227 18500000 18500000 27 $82,388,628.3828 18500000 18500000 28 $83,671,480.3429 18500000 18500000 29 $84,837,709.4030 18500000 18500000 30 $85,897,917.64

VPN

(100,000,000.00)

(80,000,000.00)

(60,000,000.00)

(40,000,000.00)

(20,000,000.00)

-

20,000,000.00

40,000,000.00

60,000,000.00

80,000,000.00

100,000,000.00

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

VPNAños

20

Capítulo 4.- Entorno socioeconómico de la zona de influencia de los proyectos

Los proyectos minihidráulicos por su naturaleza se ubican al fondo de cañadas, al pie de alguna presa pequeña de almacenamiento ó un canal de riego. Dichos sitios se encuentran regularmente alejados de centros urbanos importantes, es decir su entorno es principalmente rural. La energía generada se puede transportar por medio de una línea de transmisión construida ex profeso o bien pagar un porteo por el uso de líneas existentes. El atractivo principal de la minihidráulica es la posibilidad de reducir costos. Se puede esperar en forma conservadora que los ahorros vayan de un 20 a un 30 % respecto a las tarifas eléctricas que cobran las compañías públicas de electricidad. Bajo estas circunstancias , los interesados en el uso de la energía minihidráulica se pueden clasificar de la siguiente forma : a) Grupos Industriales ó agroindustriales.- En función de la cantidad de energía que se

pueda extraer en forma rentable de una minicentral (1 a 5 MW) es posible que varios industriales o agroindustriales ubicados en la región ó zona de influencia del proyecto, puedan ser alimentados parcial o totalmente con esta forma de energía. Lo anterior con el apoyo del la figura del “auto-abasto”, prevista en la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica. No existe una definición precisa de la “zona de influencia” del proyecto pero desde luego habrá que balancear la ubicación de las industrias o agroindustrias vs. el pago por el porteo o transporte del fluido eléctrico.

b) Los gobiernos municipales .- Es un hecho que muchos gobiernos municipales del

país se ven limitados e incluso en ocasiones imposibilitados de cubrir sus adeudos a la empresa pública de electricidad (CFE) en lo relativo al alumbrado público y al bombeo de agua. En este sentido es posible que un gobierno municipal se asocie con un desarrollador de minihidraúlica para concretar la construcción de una central

que le permita un abasto parcial o total de energía eléctrica para estos servicios. El gobierno municipal se puede convertir en un socio minoritario, estipulando por escrito la garantía de que consumirá la producción de la minicentral al menos por el tiempo de recuperación de la inversión que puede ser de unos 10 años. También se especifica que su precio de venta será inferior a la tarifa alternativa vigente de la empresa pública de

electricidad (CFE). Los esquemas que se visualizan como los mas atractivos son del tipo BOT o por sus siglas en español COT (construir, operar y transferir). Los municipios tienen a su cargo los sistemas de abasto de agua potable. En este sentido, tienen personal experimentado en la construcción, operación y el mantenimiento de dichos sistemas.

21

Las centrales minihidraúlicas tienen mucha similitud con los sistemas de abastecimiento de agua potable, es decir sus componentes eléctricos y mecánicos son muy similares entre si; las bombas son en esencia turbinas operando en sentido inverso de rotación y los motores son muy similares a los generadores. Lo anterior favorece los aspectos de capacitación y asimilación tecnológica que se requieren para el éxito operativo deseado. En resumen los beneficios esperados son:

• Un ahorro importante en el pago de la energía, sin que se demerite la calidad de los servicios.

• No se requiere que los municipios ni los gobiernos a nivel estatal ó federal realicen inversiones.

• Se promueve el uso de energía limpia no contaminante. • Los precios de la electricidad que pagan los municipios dejan de depender de la

disponibilidad de los hidrocarburos y siempre serán inferiores a los precios de la CFE.

• Los municipios no toman riesgos ni garantizan los pagos a los bancos. Dichos pagos los realiza la empresa desarrolladora ; solamente se comprometen a pagar la energía que consuman. En el anexo I se presentan las bases legales para que dicha asociación se pueda realizar(4).

c) Las comunidades rurales aisladas.- Existen comunidades que por su lejanía a los centros urbanos, se les cataloga como de “aisladas”. En dichas comunidades puede o no haber servicio eléctrico. La economía de estas comunidades se centra principalmente en labores agrícolas. También existe una cultura del trabajo productivo en forma comunitaria. Para el mejor desempeño de dichas labores comunitarias se requiere de fuentes energéticas accesibles. Es en este sentido que la opción minihidráulica puede representar un factor importante para apoyar la economía de estas zonas. La energía hidráulica se puede emplear como fuerza o como fluido eléctrico

22

Capítulo 5.- Los actores en el desarrollo de proyectos

La identificación de los actores principales en el desarrollo de los proyectos de energías alternativas implica poder definir el rol que ellos juegan en este proceso así como su influencia y las etapas en que participan. En general se pueden distinguir los siguientes actores y el rol que principalmente desempeñan(5) :

Actor

Acción(es) en que participa

Gobierno Federal Financiar el desarrollo de los proyectos a través de asignarles presupuesto y realizar las negociaciones pertinentes para conseguir la ayuda internacional para los programas en cuestión.

Gobiernos Estatales Financiar el desarrollo de los proyectos a través de asignarles presupuesto

Gobiernos Municipales Están involucrados en los aspectos relativos a la infraestructura y desarrollo de la zona.

Agencias u Organismos de Desarrollo

Financiar la promoción y el desarrollo de los proyectos piloto a través de programas regionales para países en desarrollo.

Comunidades rurales Se organizan según sus usos y costumbres y son beneficiarios directos del desarrollo de proyectos

Organizaciones no Gubernamentales ONG´s

Apoyan el desarrollo de proyectos buscando disminuir la generación de gases de efecto invernadero

Sector Privado a) Como inversionista : destina recursos a proyectos que ofrecen adecuados márgenes de recuperación de la inversión.

b) Como empresario : es también un beneficiario directo mediante la reducción de costos a través del sistema de auto-abasto

Cooperativas Agrupamiento de productores / consumidores. Se pueden convertir en dueños de empresas de generación y recibir los beneficios de reducir costos de electricidad

Instituciones de Financiamiento

Invierten en proyectos que ofrecen adecuados márgenes de recuperación de la inversión.

Instituciones Educativas Su participación se relaciona con la inversión en la mano de obra y el capital humano (capacitación, mejor nivel educativo)

Empresa pública de electricidad

orientadas a un propósito y misión específicos

Empresarios Regionales Buscar negocios con niveles adecuados de ganancia Empresarios locales Gestionan la obtención a financiamiento y tecnología

adecuados .

23

a) El rol del Gobierno

Sin duda alguna el papel del gobierno en el desarrollo e impulso de las energías alternativas es de vital importancia. El rol que juega este actor en los tres niveles en que se ubica ( federal, estatal y municipal ) se refleja de forma importante en el financiamiento que destina para la construcción o desarrollo de los proyectos referidos, mediante la asignación de presupuesto hacia ellos.

Otro aspecto en que actúa el gobierno es a través del establecimiento de políticas y metas relacionadas con las energías renovables así como concientizando a los actores del proyecto de las ventajas y potencialidades del mercado para este tipo de energías en la nación.

El gobierno además puede favorecer el desarrollo de estos proyectos mediante la creación de incentivos de tipo fiscal, comercial etc. que los hagan atractivos para la participación del sector privado al alentar su participación .También al facilitar el desarrollo de un ambiente propicio a través de una adecuada estructura institucional, reglamentos, infraestructura de soporte , leyes relativas etc. se puede favorecer la participación de organismos privados por ejemplo a través de joint ventures.

b) El rol del Sector Privado

El rol principal de este actor es el de invertir ; para que esto se dé es necesario que exista certidumbre sobre la rentabilidad de los proyectos. El sector privado también juega un papel importante en la concientización del uso de energías renovables y del desarrollo de la confianza en su uso por parte de los consumidores así como del efecto que esto puede tener en el crecimiento de este mercado.

c) El rol de las Agencias de Ayuda Su papel principal es asegurarse de que los recursos destinados a estos proyectos se destinen con apego al desarrollo de los mismos y alentar que en los países en que se recibe dicha ayuda pueda tenerse una mayor transparencia en los costos de la generación de la energía. También alientan el uso de insumos locales y favorecen el desarrollo de habilidades y conocimiento locales contribuyendo en este sentido a su enriquecimiento . d) El rol de la Inversión Extranjera El rol de la inversión extranjera privada es muy importante en estos proyectos. La tecnología utilizada en la aplicación de las energías renovables es por lo general propiedad de compañías y no de gobiernos; es por esto que deberán existir incentivos que alienten y permitan que estas compañías deseen tomar parte en el proceso de desarrollo de estos proyectos .

24

Capítulo 6.- Estrategia de promoción de proyectos, barreras y acciones recomendadas

6.1 Identificación de barreras

A través de las experiencias acumuladas en diversos proyectos de aplicación de energías renovables, se han podido ubicar una serie de problemas o barreras a los que deben enfrentarse los promotores de la aplicación de este tipo de energías. De acuerdo al criterio de Wilkings(5) dichas barreras de pueden clasificar de la siguiente forma : a) Barreras relacionadas con las políticas y programas nacionales. Son aquellas barreras que se derivan de : § La ausencia de planes y metas claras por parte del gobierno en lo relativo al desarrollo

de la energía renovable. § La carencia de políticas fiscales adecuadas y mecanismos de apoyo (impuestos, obligaciones, precios etc.). § La falta de claridad y cambios en los planes de las redes de electrificación. § La falta de acceso a la red. § La carencia de una planeación integrada entre las necesidades de energía y el

desarrollo de los lugares o regiones. § La falta de consistencia en las políticas adoptadas y burocratismo para la

implementación de dichas políticas. § La falta de enfoque hacia el desarrollo de las energías renovables por particulares b) Barreras relacionadas con el intercambio de información, educación y capacitación técnica. Estas barreras son aquellas que obstaculizan el acceso a la información relativa al potencial y servicios que se pueden obtener al desarrollar los proyectos propuestos. La ausencia de información confiable respecto a costos, financiamiento, beneficios, potencial de ahorro de energía, necesidades de mantenimiento, especificaciones de equipos, situación financiera de los posibles socios, etc, son de hecho las barreras que propician la incertidumbre con respecto a los proyectos. La falta de personal suficientemente entrenado y capacitado y en ocasiones, el deficiente intercambio de ideas y experiencias con respecto a proyectos ya realizados, permite que se pierdan experiencias muy valiosas. c) Barreras relacionadas con la propiedad intelectual y normatividad existente. Estas barreras se refieren a la ausencia de leyes claras en el ámbito de la propiedad intelectual, lo que dificulta la transferencia de tecnologías de energías renovables. Para el caso de México, en lo relativo a minihidráulicas, el impacto de esta barrera es menor ya que se considera que la tecnología empleada en ellas está dominada, es madura y

25

conocida desde los ámbitos de la planeación, la manufactura de equipos y la operación de estos. . d) Barreras relacionadas con el financiamiento de los proyectos. Dentro de estas barreras se ubican todos aquellos problemas que se presentan para la obtención de capitales e inversiones para la ejecución del proyecto, Es necesario que se conozcan las opciones o alternativas de financiamiento a nivel nacional ( NAFINSA, BANOBRAS, programas privados, etc) y a nivel mundial 8UNDP, Banco Interamericano de Desarrollo, Banco Mundial, etc), así como los mecanismos para solicitarlos. Así mismo es necesario conocer detalladamente las etapas, condiciones y procedimientos de presentación de la documentación para reducir en lo posible rechazos por deficiencias en este rubro. e) Barreras relacionadas con las estructuras institucionales. Entre estas barreras se identifican la falta de planeación coordinada e integrada entre las diferentes instituciones y organismos del sector en donde se pudieran ubicar este tipo de proyectos. Las dificultades y burocracia que se deben enfrentar para la obtención de permisos (véase el caso de la planta Metlac en Orizaba Cap. 9.6). La falta de u marco regulatorio adecuado que apoye y promueva el desarrollo de estos proyectos es también un obstáculo importante, en donde se pudieran ubicar este tipo de proyectos, la falta de involucramiento con el proyecto. f) Barreras relacionadas con los aspectos sociales. En este rubro las barreras están constituida principalmente por la falta de aceptación de la sociedad a este tipo de proyectos debido fundamentalmente a la inadecuada, nula ó deficiente información con que cuente la comunidad y a la ausencia de participación en el proceso de plantación e implementación del mismo.

g) Otras barreras

§ En el caso de comunidades rurales, la capacidad de pago de la población así como su disposición a pagar los servicios.

§ La existencia de grupos cuyos intereses políticos y/o económicos pueden verse afectados con la adopción de este tipo de proyectos

6.2 Acciones recomendadas Existe un potencial promisorio para que la tecnología de energías renovables contribuya al desarrollo sustentable en las naciones en proceso de desarrollo. El suministro de energía para centros de salud, escuelas, agua potable, salubridad, así como la generación de empleos y derrama de ingresos que pueden generar este tipo de proyectos es atractivo. A continuación se presentan varios cuadros sinópticos que permiten visualizar las acciones recomendadas para lograr vencer las barreras antes referidas. Los personajes y actores que pueden influir sobre el desarrollo de los proyectos incluye a políticos, desarrolladores, financieros, consultores, industria eléctrica instituciones

26

académicas etc. Los participantes en estos proyectos pueden ser agrupados de la manera siguiente: • Gobiernos de países en proceso de desarrollo (a nivel nacional y local) incluye a

políticos, cuerpos legislativos y reguladores, financieras empresas estatales e instituciones académicas.

• Gobiernos de países desarrollados • ODA (Overseas Development Assistance).- Agencias bilaterales y multilaterales de

ayuda y organizaciones internacionales no gubernamentales. • Organizaciones privadas incluye a desarrolladores, compañías constructoras,

fabricantes, instituciones financieras, consultores y empresas privadas de electricidad Cada participante tiene su rango de influencia sobre el éxito en los proyectos de energía renovable y la transferencia de tecnología.

Acciones a realizar Gobierno de país en desarrollo

ODA Sector Privado

Gobierno de país desarrollado

Políticas y programas nacionales

Establecer políticas y metas claras respecto de la energía renovable (ER)

Eliminar o reducir la deuda por importación e impuestos sobre tecnología de ER

Planes ,metas y políticas claras y definidas con respecto a la electrificación rural.

Creación de mecanismos de apoyo que ayuden al fondeo de proyectos demostrativos o piloto

Planeación integral de la energía y el desarrollo económico de la región.

Revisión de las normas de planeación para agilizar los proyectos de ER

Crear un departamento de ER u otro organismo que sea el responsable de la coordinación, desarrollo y planeación de la ER

Eliminar o reducir los subsidios a combustibles fósiles y tarifas eléctricas.

Reestructuración del mercado eléctrico, (transparencia de los costos )

Acción principal

Acción de soporte, asistencia

27

Acciones a realizar Gobierno de país en desarrollo

ODA Sector Privado

Gobierno de país desarrollado

Intercambio de información, educación y capacitación

Evaluación de recursos

Evaluación del mercado

Estudios de e-viabilidad y viabilidad

Recopilación, análisis, y difusión de información relativa a la ER por el organismo encargado. El objetivo es reconocer la importancia del mercado potencial para las ER. Se busca crear confianza entre los diferentes actores

Propiciar la colaboración y cooperación entre diversos bancos de información a nivel nacional e internacional relacionadas con ER.

Elevar la percepción de la industria respecto de la potencialidad de los mercados de ER en los piases en proceso de desarrollo.

Educación y elevación de la percepción de las empresas públicas de electricidad respecto del potencial de los sistemas de ER para contribuir a la electrificación rural.

Introducir conceptos de ER en la educación en las escuelas y educación técnica específica en las universidades.

Capacitación de instructores

Elevar la concientización en las localidades a través de los medios de comunicación adecuados.

Entrenamiento de lugareños en habilidades técnicas y de mantenimiento.

Acción principal

Acción de soporte, asistencia

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Acciones a realizar Gobierno

de país en desarrollo

ODA Sector Privado

Gobierno de país desarrollado

Propiedad intelectual y normas existentes

Fortalecimiento de instituciones legales

Fortalecimiento de la legislación nacional respecto de los derechos de propiedad intelectual

Cumplimiento de los reglamentos de la Organización Mundial de Comercio

Establecimiento de normas para las tecnologías ER y equipos o aparatos en corriente continua, como guía para los usuarios, instaladores y desarrollados.

Financiamiento e Inversión Obtención de concesiones y prestamos blandos para los proyectos piloto o demostrativos

Obtención de concesiones y prestamos blandos para la implementación de los proyectos a gran escala.

Capacitación a instituciones financieras en la evaluación de los proyectos de ER (determinación del riesgo) y paquetes de microfinanciamientos.

Obtención de respaldos y garantías de préstamos para los usuarios de zonas rurales.

O t r o s Desarrollo de infraestructura de apoyo para los sistemas de ER (personal capacitado, disponibilidad de refacciones etc.)

Tecnología de ER , Investigación y desarrollo

Establecimiento de “Joint Ventures” para la fabricación local con transferencia de tecnología

Acción principal

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Acción de soporte, asistencia

Capítulo 7 Panorama Internacional En pleno principio de milenio, se desconoce a ciencia cierta el potencial minihidráulico mundial. En muchos países hacen falta planes o políticas para incentivar su desarrollo y por lo tanto los gobiernos u otras organizaciones realizan pocos o nulos esfuerzos por saber el potencial que se puede explotar técnica y económicamente. Hacia los últimos años del siglo 20, la Agencia Internacional de Energía quien es parte de la organización OECD, se fijó como uno de sus objetivos principales el de promover el desarrollo de fuentes renovables de energía. Desde el punto de vista minihidráulico, se formó un comité con representantes de los siguientes países: Canadá, China, Finlandia, Francia, Japón, Noruega, España, Suecia, Inglaterra y los EEUU. Los objetivos de este grupo son : a) El mejoramiento de los aspectos técnicos e institucionales de la industria

minihidráulica. b) Propiciar el incremento del uso de la energía minihidráulica mundial bajo condiciones

de sustentabilidad económica, social y ambiental . Es así como se decide hacer un llamado a todos los países para formar una base de datos confiable respecto a la minihidraúlica. Con apoyo del Internet, se ha empezado a dar forma al llamado “Atlas Mundial de la minihidraúlica”. El sitio se encuentra en www.small-hydro.com . El objetivo fundamental del atlas es el de mejorar la comunicación y promover el desarrollo de la industria minihidráulica. Cuando esté terminado, se podrá saber por país, el número, localización geográfica y características principales de sitios potenciales , así como de centrales en operación. Se tiene programado para fines del año 2002 haber recopilado una buena parte de la información de los países con mayores posibilidades de desarrollo minihidráulico. Para México, se espera que aparezcan los datos de los sitios potenciales identificados por CONAE en los estados de Puebla y Veracruz en 1995. También se publicarán los proyectos minihidráulicos que se encuentran en operación.

Para desarrollar el presente documento se ha hecho una revisión de los datos publicados por diversas fuentes con relación al potencial minihidráulico mundial(6,7). Después de consultar dichas fuentes, se encontró que existe mas o menos concordancia entre las cifras publicadas. El potencial mundial minihidroeléctrico técnica y económicamente viable, se ubica alrededor de los 1,000 TWh / año. Dicho potencial se ha desarrollado en un 15 % hasta el año 2,000, es decir que en la actualidad se producen del orden de 150 TWh / año de generación eléctrica a base de minihidráulica en todo el mundo ( fig. 7.1)

30

Figura No. 7.1 Estimación del potencial minihidráulico mundial y su explotación Fuente : CONAE 1995 + actualización al 2,000

En las décadas por venir, el Consejo Mundial de Energía(7) ha estimado en al rededor de un 4 % de incremento de este valor por año en el período 2,000 - 2020, es decir 5.5 TWh/año o su equivalente en potencia de 1,500 MW /año, para llegar a un total de 240 TWh (en promedio). Esto significa la construcción anual de unas 300 pequeñas centrales hidráulicas en forma global. (fig. 7.2). En términos monetarios se trata de un mercado de 2,250 millones de dólares anuales, que como se verá mas adelante puede representar un factor determinante en el desarrollo económico de vastas regiones principalmente rurales en donde prevalecen actualmente condiciones de pobreza y marginación. Por sus características hidro-topográficas y por las políticas que se han implantado, se estima que dicho desarrollo se dará principalmente en países como China, Norteamérica y Europa Occidental (fig. 7.3). Cabe destacar que la antigua URSS, ahora Comunidad de Estados Independientes ó CIS por sus siglas en Inglés (Comunity of Independient States), aunque tiene el mayor potencial minihidráulico mundial (33%) y un modesto 1.1 % de dicho potencial desarrollado, no parece tener planes a largo plazo para un agresivo programa de construcción de este tipo de centrales de generación eléctrica

Potencial desarrollado: al año 2,000 Ant. URSS…….. 1.1 % China ………… 34.0 % América Latina .. 1.6 % Europa Occ… … 28.0 % EUA y Can……. 22.0 % India ………….. 1.0 % Otros……...…… 21.0 % Total … ….…15.0 %

Equivalente a 7 veces la producción de CFE en 1995

Japón y otros países de Asia

5%

Países selec. Europa

14%

Países selec. Africa y Oceanía

1%

Paises selec A. Latina

17%

EUA y Can 6%

China (total)24%

Antigua URSS (CIS) 33%

Potencial minihidráulico mundial 1,030 TWH/ año

31

0

100

200

300

400

1990 2000 2005 2010 2020Año

Con tendencias actuales Con tendencias ecológicas

Figura No. 7.2 Pronostico del desarrollo minihidráulico mundial Fuente : WEC, (1993)(7).

0 20 40 60 80 100

America del Norte

America Latina

Europe Occidental

Europe Oriental y CIS

Medio Este y N. Africa

Africa Sub-Sahara

Pacifico

China

Asia

Generación anual (TWh)

Con tendencias actuales Con tendencias ecológicas

Figura No. 7.3 Pronostico de desarrollo minihidráulico por regiones al 2020 Fuente : WEC, (1993)(7).

32

Aun así se espera que hacia el año 2020 se haya incrementado la generación minihidráulica en unas cuatro veces respecto al nivel del año 2,000, pasando de 1.06 a 3.7 TWh/año. En forma similar, se espera que los países latinoamericanos logren multiplicar por ocho la actual capacidad instalada en minihidráulica (de 2.8 a 22 TWh/año), es decir su potencial económicamente explotado pasaría del 1.6 % a un 12 %. Esto requerirá cerca de 500 millones de dólares/año lo que se ve como un gran reto. Para la cristalización de estos planes, la participación de organismos internacionales como la UNDP, la ONU ó el Banco Mundial serán decisivos, pues como se trata mas adelante, un beneficio adicional en ésta forma de generación es el evitar la producción de gases de efecto invernadero. De la referencia 8, se sabe que, en una termoeléctrica convencional a base de combustóleo se requieren 1,925 barriles equivalentes de petróleo (bep) para producir 1 GWh. Asimismo esta producción de electricidad dejará escapar a la atmósfera unas 835 ton de CO2 Con esto en mente, si para el año 2020 la producción mundial de energía eléctrica con minihidráulica llega a los 240 TWh/año (240,000 GWh) ya referidos, en términos de ahorro de combustible fósil y beneficios ecológicos se tendría:

• Evitar consumir .................................................462 millones de bep/año • Evitar gases CO2 a la atmósfera por ................200 millones de ton/año

A nivel mundial existe la tendencia a la “generación distribuida”, es decir que en el futuro cada vez habrá menos “grandes centrales” que desde lugares remotos transmitan bloques importantes de potencia y habrá muchas “pequeñas centrales” que produzcan el fluido eléctrico cerca de los centros de consumo, incluso llegando al “auto-abasto” individual para una sola empresa o conjuntos habitacionales. Bajo esta premisa, la minihidráulica se ve como una de las alternativas mas atractivas en aquellos sitios con recursos hidráulicos susceptibles de ser explotados con estos fines. En algunos países ya se promueven reformas al sistema de tarifas de electricidad a favor de cobrar un impuesto por usar combustible de origen fósil. La idea es ir tendiendo el puente hacia la no dependencia de hidrocarburos para la generación de electricidad y motivar el desarrollo de nuevas fuentes energéticas. En este sentido, también la minihidráulica tendrá un atractivo mas para su desarrollo. Por otro lado, desde el punto de vista ecológico, las pequeñas centrales hidroeléctricas podrían causar la interrupción de la migración de peces en aquellos arroyos o ríos de mediana importancia en donde sea necesario construir una pequeña presa. Las especies en peligro podrían ser peces como el salmón o la trucha. A este respecto los diseños modernos de pequeñas presas ya prevé la construcción de un “paso de peces” . Se trata de una especie de “escalera” sobre la presa que le permite a aquellas especies migratorias que vienen subiendo, remontar la estructura de dicha presa en intervalos o escalones desde la parte inferior a la superior y de esta forma continuar su camino hacia aguas arriba y no romper su ciclo reproductor. Para mayor información sobre los beneficios de las centrales minihidráulicas, ver capítulo 2

33

Capítulo 8 Panorama Nacional El panorama nacional de la minihidráulica se puede dividir en varios conceptos para su análisis: Centrales públicas y privadas que se encuentran en operación y/o las que por alguna causa, están fuera de servicio, estudios realizados para la rehabilitación o modernización de centrales en operación (CFE 1992-93), estudios de nuevos sitios ó el aprovechamiento de infraestructura hidráulica existente (CFE-CNA 1993-95) y los esfuerzos realizados por la CONAE en 1999 para el desarrollo de una metodología de evaluación de anteproyectos que permite, vía programas de cómputo, determinar las variables económicas mas significativas como son: la relación beneficio / costo (B/C), el período de recuperación de la inversión y la tasa interna de retorno TIR. La tabla 8.1 presenta un resumen del estado que guarda la minihidráulica nacional,

Tabla 8.1 Resumen nacional de la minihidráulica

Concepto No. de centrales

Potencia (MW)

Gen. Media anual (GWh)

Gen. Media anual (%)

Centrales públicas en operación con estudios de rehabilitación o modernización (1992-94)

7 13.30 39.20 10.20

Centrales públicas en operación sin estudios de rehabilitación o modernización

15 24.30 63.00 16.35

Subtotal 22 37.60 102.20 27.00

Centrales privadas en operación 61 43.57 155.00* 40.00

Centrales publicas fuera de servicio 36 (-36.8) (-128.00)* 33.00

Total 119 118 385.20 100.00

Estudios de pre-viabilidad de sitios con infraestructura hidráulica existente (presas y/o canales) 1993 - 95

17 255.26 1,000.00 16.7

Estudios muy preliminares de sitios con infraestructura hidráulica existente (presas y/o canales) 1993

51 381.00 900.00 15.0

Estudio de viabilidad Río Pescados Ver. 1994

11 88.00 600.00 10.0

Estudio de potencial Veracruz/ Puebla

1995

100 411.00 3,500.00 58.3

Total 179 1,135 6,000 100.00

* Estimada

34

8.1 Centrales en operación o fuera de servicio Hasta el año que se tiene como referencia para el estudio de la minihidráulica (1995), la generación total por este medio, a nivel nacional (tabla 8.1) fue de 257.2 GWh / año (0.257 TWh / año) . Este valor representa el 2.2 % del potencial estimado por CONAE(3) (11.41 TWh/año); es decir que en nuestro país solo se ha explotado un poco mas del 2 % del potencial probable. Las centrales minihidráulicas públicas a cargo de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y la Compañía de Luz y Fuerza del Centro (CL y F) se localizan mayoritariamente en los estados de Veracruz, Puebla, Edo. de México, Querétaro, SLP, Michoacán, Jalisco, Tepic. En menor medida en Oaxaca y Chiapas. El diseño y construcción se dio en las décadas de los años 20´s a 50´s. Su desarrollo se debió a las necesidades de electrificar el centro del país. Al decretarse la expropiación de la industria eléctrica en la década de los 60, aquellas centrales minihidráulicas pertenecientes a particulares pasaron a ser parte de la CFE, sin embargo por el crecimiento acelerado de la demanda de energía, la CFE dirigió sus esfuerzos para lograr la explotación de las grandes centrales hidroeléctricas de los ríos Balsas y Grijalva y desde luego las centrales termoeléctricas en otras partes del territorio nacional. Así se suspendieron los estudios y la construcción de pequeñas hidroeléctricas y desde entonces, solo se les ha dado mantenimiento a las 22 centrales referidas en la tabla No. 8.1. La mayoría estas plantas han operado por mas de 60 años. Al inspeccionarlas se puede advertir que acusan decrementos importantes en la capacidad de sus unidades y que en contados casos se ha procedido a su rehabilitación o automatización integral. Su generación representa el 27 % de todas las centrales minihidráulicas en servicio actualmente (ver fig. 8.1) y tienen una capacidad promedio de 1.2 MW por unidad. Se sabe que la CFE es responsable del desarrollo de centrales generadoras cuya generación sea superior a 45 GWh /año por central. Como este no es el caso en ninguna de la minihidráulicas públicas, es recomendable promover su des incorporación y permitir su modernización, en esquemas COT (construir, operar y transferir). Como se verá mas adelante, los municipios podrían ser los principales beneficiados con este tipo de energía para reducir las tarifas que actualmente pagan por los servicios de alumbrado público y bombeo. Por su parte las centrales privadas representan la mayoría, con el 40 % de la generación actual. El numero registrado de éstas, triplica a las centrales públicas y se encuentran dando servicio tanto de fuerza eléctrica como de fuerza mecánica en muchas fincas cafetaleras, zonas mineras, industrias y ranchos del país. Las obras civiles y los equipos electromecánicos que las forman son mantenidos y rehabilitados con relativa frecuencia para tratar de conservar su confiabilidad y eficiencia. Muchos de los trabajos de mantenimiento de los equipos se realizan en talleres locales lo que representa ahorros importantes y reducción de la indisponibilidad de unidades .

35

Por ultimo, las centrales fuera de servicio dejaron de producir cerca de 130 GWh lo que representa el 33 % del total. Estas centrales salieron de servicio en su mayoría por obsolescencia de equipos, altos costos de operación y en algunos casos por falta de agua. Es recomendable hacer los estudios respectivos en todas estas centrales para identificar aquellas que son viables de poner en servicio nuevamente. Cabe resaltar que al rehabilitar o modernizar una vieja central, según los resultados reportados por CONAE(3), es posible incrementar casi al doble la generación media anual originalmente producida. Desde luego los nuevos diseños contemplan materiales estructurales de bajo costo y diversos grados de automatización de la central hasta llegar a la operación remota, logrando así una muy importante reducción en los costos de operación respectivos. 8.2 Estudios Aunque no se conoce aun el potencial minihidráulico nacional total, las estimaciones realizadas por CONAE(3) apuntan a un valor ligeramente superior a los 10 TWh/año de generación media anual y unos 3,200 MW de capacidad instalada. Los valores reportados en la tabla No. 3.1 comprenden por un lado, diversos estudios en los estados de Veracruz y Puebla (CFE y CONAE) y por otro, lo relativo al equipamiento de infraestructura hidro-agrícola de la CNA . Tan solo en términos de generación, los 6,000 GWh (6 TWh) indicados representan el 60% del potencial nacional estimado. La figura 8.2 ilustra lo antes dicho y pone de manifiesto la importancia de continuar con los esfuerzos de evaluación de potencial minihidráulico en diversos estados del país, principalmente hacia el sudeste. Es previsible que al estudiar el potencial de estados como Chiapas, el resto de Veracruz, Tabasco, Oaxaca, Guerrero, Jalisco y Nayarit, el valor estimado tienda a crecer. La figura 3.3 presenta las siete regiones consideradas como mas importantes para promover la cuantificación de sus recursos minihidráulicos en el futuro inmediato. Se trata de 130 ríos o afluentes de 2º orden, es decir afluentes perennes que llegan al río principal y que a su vez son alimentados de numerosos afluentes de menor importancia con gastos ó flujos intermitentes dependiendo de la época del año. Los estudios de potencial podrían tomar unos seis meses por región para llegar a la cuantificación buscada.

Figura No. 8.1 Generación minihidráulica producida y fuera de servicio (1995) 385.20

GWh

27%

40%

33%Centrales públicasen operación

Centrales privadasen operación

Centrales publicasfuera de servicio

36

Fig. No. 8.2 Estudios de potencial minihidráulico ( 995) 6 TWh / año

32%

10%

58%

Estudios paraequipamientohidroagrícola

Estudio RioPescados Ver. 1994

Estudio de potencialVeracruz/ Puebla1995

Fig. 8.3 Zonas potenciales para Minihidráulica

130 ríos o afluentes de 2º orden

Sitios potenciales en Veracruz y puebla

El sureste del país es la zona mas rica

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Capítulo 9 Proyectos Demostrativos. Experiencias y lecciones aprendidas

Como se indicó en el capítulo 7, en las ultimas décadas algunos países han destacado por el decidido apoyo a sus programas nacionales para el desarrollo de la minihidráulica. Entre ellos destacan China, la India, países de Europa Occidental y los Estados Unidos. Para un país como México con la posibilidad de impulsar en el futuro cercano un desarrollo sostenido de ésta fuente energética, era importante buscar “casos exitosos” que permitieran saber los aspectos fundamentales desde la planeación, la construcción y la operación de las minicentrales hidráulicas. La información debería contener sobre todo datos de experiencia para poder hacer comparaciones entre lo planeado y lo real, con énfasis en aspectos económicos , financieros y sociales. Desde luego no es fácil que este tipo de información se encuentre publicada. Por ejemplo para las minicentrales mexicanas de la CFE o la CLyF, se tienen los registros del mantenimiento preventivo y correctivo realizado, al menos en los últimos 20 años, sin embargo, como ya se dijo, estas plantas en general ya estaban construidas cuando ocurrió la expropiación de la industria eléctrica y por tanto los datos del costo de capital o los datos financieros de dichas plantas son muy escasos o inexistentes, independientemente de que dichas obras se realizaron hace 60 años o mas. Para el caso de las centrales privadas, el esfuerzo de recabar información desde luego es aún más difícil. Afortunadamente de entre los países antes mencionados, los Estados Unidos, a través de su Departamento de Energía (DOE), se propuso la realización y la documentación metódica de 23 proyectos demostrativos. Estos proyectos ya contaban con los estudios previos a su construcción, misma que se realizó, en 17 de ellos entre 1981 y 1985. El Instituto EPRI(8) público los resultados en 1987, presentando una comparación entre los datos proyectados (estudios preliminares y ejecutivos) y los obtenidos. Lo anterior permite conocer la magnitud de la incertidumbre que se puede esperar al realizar dichas obras En la primera parte de este capítulo, se presenta un resumen del informe EPRI. En la segunda se hace referencia al caso de la planta mexicana METLAC propiedad de una empresa privada en Orizaba Veracruz 9.1.- Ubicación geográfica y características principales Los proyectos reportados por EPRI se localizan tanto en el Este como en el Oeste de EE.UU. (ver fig. 9.1). En su mayoría se trata de equipamientos a infraestructura hidráulica existente, es decir se construyó la casa de máquinas y se instalaron los turbogeneradores, controles y subestación. Las línea de transmisión ya existían y solo en cinco de los casos hubo necesidad de hacer las líneas requeridas. En tres de los proyectos se rehabilitó la casa de máquinas que ya existía y se cambiaron los antiguos equipos turbogeneradores. En otros casos se requirieron trabajos de rehabilitación en presas, canales de fuerza, obras de excedencias, etc. Las características principales de los proyectos y el detalle de lo que se realizó en cada uno de ellos se presentan en las

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tablas 9.1 y 9.2 respectivamente (ver anexo II). La capacidad de los proyectos construidos hasta 1985 fue de 95.5 MW aunque el programa indica una capacidad total de 130 MW. La base de datos es rica o completa en 13 de los 23 casos reportados.

Fig. 9.1 Ubicación de proyectos Otro de los objetivos de EPRI fue el de comparar los resultados de experiencia de los proyectos demostrativos con una base de datos de 240 estudios de viabilidad de otros tantos sitios minihidráulicos ubicados a lo largo de todo su territorio. Se buscó así tener una mejor idea de las diferencias o porcentajes entre lo planeado y lo realizado. Como se verá mas adelante dichas comparaciones en verdad resultan muy valiosas para evaluar el ordene de magnitud de la incertidumbre que se puede esperar entre los estudios o proyectos ejecutivos y la realidad al llevar a cabo las obras respectivas . Para su análisis, los proyectos se clasificaron atendiendo a cualquiera de las siguientes variables: La capacidad instalada en Megawatts (MW), la caída bruta aprovechada en metros (m) ó el gasto medio del río en metros cúbicos por segundo (m3/s). Los rangos resultantes son:

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• Capacidad instalada

§ De 0 a < 1 MW § De 1 a < 5 MW § De 5 a < 10 MW § Mayor a 10 MW

• Caída bruta § Ultra baja ............. menor a 5 m § Baja...................... de 5 a < 20 m § Media................... de 20 a < 100 m § Alta ...................... mayor a 100 m

• Gasto medio § Menor a 3 m3/s § De 3 a < 30 m3/s § De 30 a < 300 m3/s § Mayor a 300 m3/s

La figura 9.2 presenta la distribución porcentual por característica principal entre los estudios y los proyectos construidos , es decir : Capacidad, Caída brutas y Gasto medio.

Fig. 9.2 Comparación de características principales

0 10 20 30 40 50 60 70

Mayor a 300 m3/s

De 3 a < 30 m3/s

Gasto medio

Media de 20 a < 100 m

Ultra baja < 5 m

Mayor a 10 Mw

De 1 a < 5 Mw

Capacidad

( % )

Proyectosconstruidos

Estudios

40

Se puede ver por ejemplo que la mayoría de los proyectos estudiados o construidos tiene una capacidad de hasta 5 MW. Cabe recordar que al menos en los estudios hechos para la CONAE, la denominación de “minihidráulica” es sinónimo de centrales de hasta 5 MW de capacidad. Atendiendo a la caída por aprovechar la mayoría son aprovechamientos de baja carga. En cuanto al gasto medio del río, se nota una diferencia importante, es decir, el 55 % de los estudios se ubicaron en el rango de entre 3 y 30 m3/s, mientras que los proyectos construidos solo totalizaron el 40 % en esta categoría; para el rango siguiente de 30 a 300 m3/s (aunque el promedio es de 67 m3/s, ver Tabla 4.1), la situación es al revés. Los sitios estudiados no llegan al 30 % mientras que los proyectos ejecutados son ligeramente superiores al 50% del total. Es típico de las minicentrales de baja carga que el gasto sea de mayor importancia que la caída o desnivel topográfico disponible. En México se han identificado cerca de 70 sitios de baja carga, básicamente asociados a infraestructura hidro-agrícola existente como son canales o presas de almacenamiento (ver Tabla 8.1). Desde luego la muestra de proyectos que se presenta también abarca sitios con caídas medias y altas de 100 m. o más. En el estudio de potencial minihidráulico de CONAE(3) , el promedio de caída aprovechable en los 100 sitos ubicados es de 135 m . Como se aprecia en la figura 9.3, el 70 % de los proyectos se realizó aprovechando la existencia de una presa y en un 30 % haciendo uso de canales o bordos de riego.

Fig. 9.3 Estado global de obras

0 20 40 60 80 100 120

Presa derivadora

Canal de fuerza

Tubería a presión

Desfogue

Línea de transmisión

Generadores

Turbinas

Casa de máquinas

Bordos

Canal

Presa

(%)

Nueva

Existente

Rehabilitación

No se requiere

41

Respecto a la casa de máquinas y los equipos principales, en alrededor de un 80% de los casos se trató de nuevas construcciones o la fabricación respectiva y en el 20% restante se trató de trabajos de rehabilitación. Respecto a la líneas de transmisión, hubo necesidad de construir el 50 % de ellas. En su mayoría, el voltaje de operación fue de 13.8 KV. y su longitud no fue superior a 1.6 Km. Muy pocos de los proyectos construidos requirieron de tuberías a presión, canales de fuerza o presas derivadoras pues como ya se apuntó, se trata de sitios que aprovechan una baja o ultra baja caída y que la casa de máquinas se construyó a “pie de presa”, o bien son minicentrales que aprovechan una alta caída pero utilizando tuberías de presión existentes, como es el caso de un sistema de abastecimiento de agua potable. El factor de planta (f.p. = Gen total / Gen Max), varía año con año dependiendo, principalmente de la disponibilidad de agua para generación y las horas de operación de las unidades. Los estudios indicaron en promedio un 50% para éste parámetro, mientras que para los proyectos construidos se estimó en un 66%. Mas adelante se proporcionan los datos del factor de planta durante los primeros dos años de operación. La tabla 9.3 (anexo 1) presenta los datos principales de la casa de máquinas para cada uno de los proyectos construidos y la tabla 9.4 contiene los correspondientes a las unidades turbogeneradoras. En la mayoría de los sitios se instalaron una o dos de estas unidades . 9.2- Programas de construcción La mayoría de los proyectos fueron construidos bajo un esquema “convencional” , es decir, recurriendo a diversas fuentes de financiamiento, vía uno o varios contratos. Las obras civiles y/o los equipos principales con sus sistemas auxiliares se licitaron. La minoría de las plantas se realizó con recursos propios o bajo el esquema de “llave en mano”. La tabla 9.5 ( anexo II) presenta los datos relevantes de la construcción de estas obras. De dicha tabla se puede ver que en promedio por proyecto se registro la siguiente estadística :

• No. de contratos ....................................... 5 • No. de planos para concurso.................... 44 • No. de planos de construcción.................149 • Periodo de desarrollo .............................. 49 meses • Periodo de licenciamiento........................ 11 meses • Período de entrega de turbinas............... 16 meses • Período de construcción............................ 19 meses

El período de desarrollo se refiere al comprendido entre la terminación del proyecto ejecutivo y la fecha de puesta en servicio de la planta. En la tabla 9.5 también se presenta la variación (en meses y en porcentaje) al comparar el período de desarrollo real vs. el planeado. La estadística muestra que en promedio el período de desarrollo real fue un 23 % superior al supuesto en los estudios (8 meses). En tres de los proyectos se tuvo una terminación temprana llegando a un mínimo de -18%. La máxima desviación se

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registró en la planta Elk Rapids con un + 106 %, es decir se emplearon 38 meses mas de los 36 que se supusieron originalmente, para un período de desarrollo total de 74 meses. Las causas probables de mayores períodos de desarrollo se ubican en : 1. Los retrasos inesperados en la fase de licenciamiento (tramites burocráticos) 2. Las negociaciones en los convenios de compra – venta de energía y 3. Los aspectos financieros

En este sentido se puede afirmar que para estos proyectos se obtuvo una mayor certidumbre solo en la predicción de los siguientes períodos : 1.- El de construcción 2.- El de fabricación y entrega de equipos Al respecto de los tiempos de fabricación de turbinas se presenta una tendencia creciente en función de la capacidad de ellas. Así para fabricar una turbina de hasta 1 MW se requieren solo 6 meses, para una de hasta 5 MW el período aumenta a cerca de 15 meses y para una de 10 MW el tiempo puede llegar a ser de 20 meses. Como ya se apuntó anteriormente el promedio reportado fue de 16 meses.

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9.3 Experiencia operativa inicial (2 años) Se cuenta con los principales datos operativos de 10 de los proyectos demostrativos que se han presentado en este capítulo. La tabla 9.6 (anexo II) presenta dicha información. Las plantas fueron entrando en servicio entre 1980 y 1984. La producción total ascendió a 323 GWh para el primer año y a 299 GWh para el segundo. La generación promedio real de cada central durante los dos primeros años de operación se apegó bien a los pronósticos de producción de electricidad que se hicieron en los estudios. En forma global la predicción llegó a un 82 % de lo previsto, alcanzando un valor de 31.1 GWh contra 37.8 GWh estimados. Los datos de operación que faltan en algunas plantas se debe a que aún no se contaba con los dos años completos de operación al realizar la investigación encomendada a EPRI(8) El factor de planta real también mostró una buena correlación con las predicciones hechas en los estudios. En promedio para los casos reportados, este valor fue del 54% contra el 61 % estimado. Con respecto al gasto medio anual del río, la información solo se recabó en tres de las plantas que entraron en servicio. La tabla 9.6 reporta que el gasto medio real que en promedio se presentó en éstas centrales excedió en un 11 % a lo pronosticado. La disponibilidad de las unidades alcanzó un promedio de prácticamente el 80 %. La mayoría de las centrales están automatizadas lo cual reduce sensiblemente el personal requerido de operación y mantenimiento. Los problemas mas frecuentes que se presentaron durante los dos primeros dos años de operación fueron: a) Algunos defectos menores en los sistemas de control eléctrico o de monitoreo b) La remoción de basura en las rejillas de la obra de toma c) El taponeo de filtros para agua de enfriamiento d) Diversas fugas de aceite y agua Aunque de menor frecuencia pero de mayor importancia se reportan las siguientes fallas por central: b) Planta Sawnmill .- La fractura de una flecha de turbina, avería mayor en la caja de

engranes que aumenta la velocidad del generador y la perdida de un eje de rodete de turbina. Problemas con hielo en el invierno. Se reportan menores valores de eficiencia en las turbinas con respecto a lo ofrecido por el fabricante.

c) Planta Idaho Falls.- Falla en devanados del generador. d) Planta Shawmut.- Problemas con balero principal de turbina (ruido y vibraciones). Se

reportan menores valores de eficiencia en las turbinas con respecto a lo ofrecido por el fabricante.

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e) Planta Gravins Falls y Uper River Dam.- Problemas hidrodinámicos en el canal de llamada (obra de toma). Problemas con hielo en el invierno

9.4 Costo de obras y financiamiento El costo total, también denominado “de capital” de los 13 proyectos construidos con fines demostrativos por el DOE (Departamento de Energía de EEUU), entre 1980 y 1984 fue de $ 163 millones de dólares ( ver tabla 9.7 del anexo II): El costo total a su vez esta formado por el costo directo, el costo indirecto y el costo financiero. Los valores promedio por planta y su porcentaje aproximado fueron: • Costo directo........................ $ 8.75 millones de dólares (65%) • Costo indirecto..................... $ 2.03 “ “ (15%) • Costo financiero................... $ 2.80 “ “ (20%) • Costo total o de capital........ $12.54 “ “ (100%)

El costo unitario promedio fue de $ 1,607 US /KW, registrando un mínimo de $ 601 US/KW para la planta Fries y un máximo de $ 2,682 US/KW en la planta Upper Mechanicville. .. Se puede observar de la tabla 9.7 que algunos rubros de costos nos fueron reportados en la estadística recabada. Esto obliga a hacer algunas aproximaciones, pero que proporcionan un buen orden de magnitud para ser considerado en proyectos futuros. Los conceptos principales del costo directo y su importancia relativa se indican a continuación:

• Estructuras nuevas o remodeladas ...................................30% • Embalses , terrenos y derechos de vía ............................ 20% • Turbinas y generadores.................................................... 35% • Sistemas eléctricos auxiliares, Servicios propios,

Subestación y línea de transmisión................................. 10% • Caminos, puentes y otros................................................ 5%

Al comparar las cifras del costo de capital real con el pronostico que aparece en los estudios se llega a la conclusión de que, en promedio, hubo un incremento del 29 % . Atendiendo a las diversas categorías de las centrales, se observa que los mayores incrementos se presentaron en aquellas plantas de mayor capacidad instalada, de menor caída aprovechable y de mayor gasto medio en el río. La investigación permitió conocer que las principales causas del incremento se debieron a: a) Inflación .- Los proyectos se construyeron en un período de variaciones importantes

del índice inflacionario de EE UU lo que no se consideró en los estudios.

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b) Cambios de diseño.- En muchos casos se presentaron cambios de diseño imprevistos durante el desarrollo de las obras.

c) Condiciones del sitio.- En varios proyectos hubo necesidad de realizar mayores

excavaciones, mayor obra civil o trabajos temporales de construcción. También se presentaron contingencias como inundaciones o problemas laborales.

d) Demoras.- Muchos de los proyectos experimentaron retrasos no planeados debido a

problemas en las áreas de : Licenciamiento, contratos de compraventa de energía eléctrica o de financiamiento. Estas demoras combinadas con la inflación incrementaron el costo de capital.

e) Inexperiencia y optimismo.- En varios proyectos los costos estimados fueron bajos

debido a la falta de experiencia. Muchos de los conceptos de la construcción NO fueron incluidos en las estimaciones ó los precios unitarios utilizados no fueron los apropiados para trabajos de MINIHIDRAULICAS.

f) Estimación inadecuada para imprevistos.- La experiencia demostró que las partidas

presupuéstales destinadas a imprevistos fueron insuficientes. Los trabajos de obra civil representaron el mayor grado de incertidumbre. En el caso de los equipos electromecánicos la incertidumbre fue relativamente menor.

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9.5 Evaluación económica y comparación de costos con otras formas de generación (CFE 2000) Como el período de construcción de las diferentes plantas abarca unos cinco años, de 1980 a 1984, se decidió ajustar el valor del dólar tomando como base el año de 1983. Así se logró tener una misma base de comparación entre proyectos. La tabla 9.8 presenta la evaluación económica de 9 de los 13 proyectos estudiados a la luz de los dos primeros años de operación.

Tabla 9.8 Evaluación económica Nombre del

proyecto Gen. Med.

Anual* Inversión*

* Costo de Producc.

Precio de Venta

Beneficio anual

Rec. de inv.

B/C TIR

C E F ( F-E)/C GWh Mill de

Dol. Dol/MWh Dol/MW

h Dol. años %

1 Fries 13 13 26.6 46.2 254,800 8.4 1.12 12.7 2 Garland Canal 9.7 9.7 47.3 35.0 -119,310 n.r 3 Garvins Falls 21.8 21.8 43.3 83.24 877,232 28.6 0.66 1.25 4 Goodyear

Lake 7.6 7.6 65.1 32.0 -251,560 n.r

5 Idaho Falls 169.8 169.8 51.7 32.0 -3,345,000 n.r 6 Sawnmill 20 20 32.3 68.2 718,000 13.5 0.85 6.34 7 Shawmut 31 31 22.7 51.8 902,100 10.2 0.99 9.76 8 South

Consolidated 5.9 5.9 58.5 21.5 -218,300 n.r

9 Turlock 11.2 11.2 58.4 28.2 -339,300 n.r * Valor típico esperado durante su vida útil ** Valores ajustados a dólares de 1983

Se observa que bajo las condiciones prevalecientes en el mercado en éstos primeros dos años de operación, solo 4 de los 9 proyectos obtuvieron signos económicos positivos con períodos de recuperación de la inversión que van de 8.4 a 28.6 años. Lo anterior se debe fundamentalmente a los precios de venta de la producción eléctrica en comparación con los costos de producirla. Las centrales Fries, Granvins Falls, Sawnmill y Shawmut se ubican el la zona Este de los EEUU ( ver Fig. 9.1) , es decir en una región altamente poblada e industrializada. En dicha región los precios de la electricidad son mas altos que en la zona del Medio Oeste o el Oeste donde se ubican el resto de las centrales construidas.

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Desde luego sería interesante conocer los datos del precio de venta para todos los casos presentados a lo largo de los siguientes años operativos (1985 al 2,000) y desde luego sus costos de producción para tener una visión completa desde el punto de vista económico. En particular la planta Idaho Falls se presenta como un caso crítico pues como se ve de la tabla 9.8 con un precio de venta de 32 Dl/MWh contra un costo de producción de 51.7 Dl/MWh le produce perdidas anuales por mas de 3 millones de dólares. Finalmente en el reporte de EPRI(8) se presenta el costo de producción de centrales minihidráulicas, con otras fuentes energéticas. Estas cifras suponen duplicar los costos variables de operación y mantenimiento hacia el futuro y lo analizan bajo tasas de interés compuesto de 5 , 10 y 15 %. También presentan tres precios unitarios del kilowatt instalado, es decir: Minihidráulicas Precio de producción ( Dl/ MWh)* 5% 10% 15% 1,000 Dl / KW 16.5 26.0 35.5 2,000 Dl/ KW 26.0 45.1 64.1 3,000 Dl/ KW 35.5 64.1 92.6 * Dólares de 1982 Con el objeto de comparar estos precios con los publicados por la CFE en el año 2,OOO , se presenta a continuación estos mismos valores pero ahora con dólares de 2,OOO Minihidráulicas Precio de producción ( Dl/ MWh)* 5% 10% 15% 1,000 Dl / KW 29.4 46.4 63.4 2,000 Dl/ KW 46.4 80.5 114.4 3,000 Dl/ KW 63.4 114.4 165.3 * Dólares de 2000 En la tabla 9.9 ( Anexo II) , se presentan los datos que publica la CFE de costos unitarios de generación ( o nivelados) para el año 2,000. Se puede ver que para centrales minihidráulicas de 2,000 Dl/KW instalado, que es quizás el valor actualizado de este tipo de proyectos (en forma conservadora), para una tasa de descuento del 10 %, el costo nivelado de producción es de 80.5 Dl/MWh. En estas circunstancias la minihidráulica es competitiva con centrales de Turbogas aeroderivadas a gas de 1 x 42.3 MW ó 1 x 85 MW e incluso con una Turbogas industrial gas H de 1 x 184 MW. Desde luego habrá que ver en el futuro cercano los valores de mercado para este tipo de centrales y es probable que el rango de costo unitario se ubique entre 1,500 y 2,000 Dl

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/ KW. Si este fuera el caso, también los precios nivelados de generación fluctuarían (para el caso citado) de 46.4 a 80.5 Dl/MWh. Esto acercaría a los proyecto Minihidráulicos a precios similares a centrales termoeléctricas convencionales de 2 x 350 MW. En ninguno de los supuestos, los precios nivelados de las minihidráulicas es inferior a los que se obtienen al generar con plantas de ciclo combinado pues dichas plantas se ubican en la banda de los 33 Dl / MWh 9.6 Planta Metlac, Orizaba Ver (Cervecería Moctezuma Cuauhtémoc) La planta minihidráulica Metlac de 6 MW de capacidad comprende instalaciones localizadas en los municipios de Chocamán, Sta. Ana Atzacan e Ixtaczoquitlan Veracruz (fig. 9.4). La casa de máquinas esta ubicada en la barranca del río Metlac, aguas abajo del puente de la autopista Orizaba-Córdoba. Aprovecha las aguas de los ríos Metlac, Tocula y Sonso. La caída útil es de 125m. Es capaz de generar 1,600 KWh en época de estiaje y hasta 5,000 KWh en época de lluvias, con una generación media anual de 24,500,000 KWh. Se tiene concesionado el uso del agua de los ríos Metlac, Tocuila y Sonso. Se interconecta con una planta termoeléctrica para alimentar conjuntamente a la cervecería.

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Fig. 9.4 Obras principales de la central Metlac Ver Esta integrada por las obras siguientes: • Presas derivadoras (3).- Con muros de protección, vertedores de alivio de crecidas,

vertederos de excedencias, desarenador, compuertas de control, construidas sobre mampostería. Su construcción data entre los años 1934 y 1953.

• Canales de conducción (2) .- El canal mas largo es el denominado Canal Metlac con

una capacidad de 1,500 lps y una longitud de 7 Km. Este canal permite llevar agua del río Metlac al río Tocula. El segundo es el canal Tocula que aumenta su capacidad a 2,000 lps y recorre 3 Km entre el río Tocula y el río Sonso. Las pendientes en ambos casos son del 0.5 %. Su construcción es en mampostería y datan de 1953.

• Tuberías de presión (2) .- Construidas de acero al carbón con capacidad de 2,160

lps c/u, con rejilla de protección en la bocatoma, diámetros de 1.10 al inicio y 0.90 m al final, cuentan con dispositivos de purga de aire y cierre por velocidad excesiva, cruzan un cerro a través de un túnel de 190 m de largo. instaladas en 1934 y 1951.

CROQUIS Del SISTEMA HIDRAULICOO

RIO METLAC

CANAL METLAC

RIO TOCUILA

RIO SONSO

ARROYO PUENTECILLA

CANAL TOCUILA

PRESA DERIVADORA DE SUMIDERO

CASA DE MAQUINAS

FORTIN

ORIZABA

DOS RIOS

50

• Turbinas (3).- Son tipo Francis de eje horizontal marca Voith, con un gasto de diseño

de 2,160 lps, velocidad síncrona de 900 r.p.m., 3,000 HP de potencia, para una caída de 125 m. regulador de velocidad acoplado por bandas, instaladas en 1934 (2) y 1951(1).

Se puede observar que la planta en su primera etapa (1934) fue concebida para operar dos unidades de 2 MW . Cada tubería servía a una unidad turbogeneradora. En 1951 se decidió instalar la tercera unidad solo como respaldo para el caso de avería o mantenimiento de alguna de las dos unidades originales. • Generadores (3) .- Son marca Westinghouse, de 2,500 KVA (2,000 KW), de 6,900

V, 60 cps, de tipo abierto enfriados por aire. • Tablero de control de los generadores .- Están formados por interruptores en

pequeño volumen de aceite, protecciones de sobrecorriente instantánea y tiempo, reguladores de voltaje y consola de sincronización. Este tablero fue modernizado en 1984.

• Subestación elevadora .- Es del tipo intemperie, con 4 transformadores principales

monofásicos (uno de reserva) de 6,900 a 16,600 V. 2,000 KVA, transformador para servicios propios de 45 KVA. Cuenta también con un interruptor del tipo “gran volumen de aceite” y otro del tipo “pequeño volumen”.

• Líneas de transmisión (2) .- 3 hilos c/u 1/0 awg, de 14 km de largo. En opinión del personal técnico de la Cervecería Moctezuma Cuauhtémoc, las principales ventajas y desventajas de una central Minihidráulica son las siguientes: Ventajas • El costo de producción representa el 63 % del costo de la tarifa de CFE • No contamina: a) Su producción equivale a dejar de quemar 7.5 millones de lts. de combustible por

año. c) Solo se utiliza la energía potencial/cinética por lo que el agua no sufre deterioro en

el proceso. • Estimula la actividad económica de la región ya que proporciona empleo en zonas

que por lo regular son marginales. Estos empleos pueden ser temporales por la construcción o permanentes por operación y mantenimiento.

• Se cuenta con buen soporte para el mantenimiento de los equipos en forma local. Esto

se debe a que en la zona de Orizaba tradicionalmente se han aprovechado las aguas de afluentes de varios ríos para generación hidroeléctrica entre ellos el Río Blanco desde principios del siglo XX. Esto ha propiciado la demanda de servicios de reparación de componentes mecánicos y eléctricos de las centrales minihidráulicas.

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Desventajas • Elevado costo inicial • Producción estacional .- Por la variación de volúmenes disponibles en los ríos • Dificultades para la obtención de permisos • Problemas político-sociales con los ejidos • Disminución de volúmenes de agua para abastecer zonas urbanas

legislación complicada

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9.7 Planta Jalapilla, Orizaba Ver ( Papelera Veracruzana SA de CV) Esta planta aprovecha las aguas del Río Blanco directamente en la población de Orizaba. La central data de 1929. En ese entonces se instaló una máquina tipo Francis de eje horizontal para 24.5 m de caída estática y gasto de 4 m3/s. La capacidad del generador era de 530 KVA. En el año de 1999 se hizo la modernización de la antigua central, instalando una nueva unidad Francis de eje horizontal pero con un diseño de alta eficiencia y controles automáticos. El gasto aprovechable se incrementó de 4 a 7.5 m3/s, estas modificaciones permitieron un incremento en potencia instalada de 530 KVA a 1,000 KVA, casi el doble de la original. Esta planta es un ejemplo de que un sitio se desarrolla en función de las necesidades de energía que se tengan en ese momento y que se puede aumentar la capacidad (si lo permite el sitio) en el futuro al crecer los requerimientos de fuerza electromotriz

La central se compone de una presa derivadora de solo 3 m de altura y 3.5 m de ancho. Esto permite alimentar a un canal de 2.5 Km de largo de sección rectangular (3.42 m ancho x 4.15 m de profundidad) que remata en un tanque de carga hecho de mampostería. La tubería a presión es de 1,800 mm de diámetro ( 71 “) y tiene una longitud de 126 m . La línea de transmisión opera a un voltaje de 13.8 KV y tiene una longitud de 2 Km. El costo de inversión fue de 10.6 millones de pesos (1999) mas un financiamiento de 540 mil dólares (5.4 millones de pesos) para un total de 16.0 millones de pesos. La generación anual del año 2,000 fue de 6.62 GWh. El costo anual de producción fue de 2.51 millones de pesos para el

primer año de operación y se reportan ahorros anuales de 2.36 millones de pesos al sustituir el suministro de CFE en tarifa HM. Se estima recuperar la inversión en 10 años Los dos ejemplos presentados son solo una muestra de lo que las centrales Minihidráulicas pueden representar en aquellas zonas del país con características adecuadas para su instalación. La zona de Orizaba tiene varios sitios de antiguas centrales hidráulicas privadas que están fuera de servicio por obsolescencia de equipos y que sin embargo el recurso hidráulico aun esta presente. Algo similar ocurre en la zona textilera de Atlixco en Puebla. Es pues muy importante la campaña de promoción que ha iniciado la CONAE en diversos estados de la república para servir de catalizador e ir haciendo realidad la modernización y/o construcción de este tipo de centrales en aquellos casos en que sea rentable su realización .

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CONCLUSIONES 1.- Se define una central minihidráulica como aquella que aprovecha la energía hidráulica de ríos o arroyos y cuya capacidad instalada es del orden de 5 MW. 2.- El potencial mundial minihidráulico viable de explotar es de 1,000 THW / año. Actualmente dicho potencial se ha desarrollado en un 15 %. En este rubro cabe destacar el caso de China y la India que han establecido planes agresivos de construcción de centrales hidráulicas pequeñas a un ritmo de alrededor de 1,500 MW /año. 2.- En México se estima un potencial minihidráulico de 3,000 MW en estados como Veracruz, Puebla, Chiapas y Oaxaca principalmente. La CONAE ha identificado solo el 10 % de dicho potencial, por lo que es necesario continuar con el proceso de cuantificar el potencial referido. En el país solo se ha explotado el 2 % del potencial mencionado. 3.- .- El país cuenta con 22 centrales públicas y 61 centrales privadas de este tipo. La mayoría de ellas con altos niveles de obsolescencia en sus equipos . Existen otras 36 centrales fuera de servicio. El recurso energético en la mayoría de ellas esta aún disponible e incluso con posibilidades de incrementarse. 4.- Se sabe de casos exitosos tanto en otros países como en México. Recientemente una empresa en Orizaba Ver realizó la rehabilitación de su central minihidráulica de 2 MW y en otra industria vecina se reportan ahorros de hasta el 63 % respecto a la tarifa de CFE en la operación de una central similar que tiene mas de 40 años en servicio. 5.- Existen procedimientos establecidos por la CONAE (metodología) para auxiliar en la determinación del recurso minihidráulco desde el punto de vista técnico y económico. 6.- Los principales beneficios económicos, sociales y ambientales de esta fuente energética son:

§ Se producen ahorros en la tarifa eléctrica ( 20 –30%) § Se evita la generación de gases de efecto invernadero § Se propicia el desarrollo económico § Se generan fuentes de empleo

5.- Las principales barreras que impiden el desarrollo de la minihidráulca son:

§ La falta de planes y metas claras (gobierno) en este tema § La falta de información, educación y capacitación § La falta ó carencia de financiamiento y apoyo de ONG´s § Los excesivos tramites ante autoridades y/o falta de coordinación institucional § La falta de aceptación social por carencia de información a comunidades. § La falta de capacidad y disposición de pago por la energía eléctrica

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6.- Acciones recomendadas

§ Establecer políticas y metas claras así como los mecanismos que propicien su ejecución.

§ Continuar con la evaluación del potencial minihidráulico y los posibles mercados.

§ Propiciar el intercambio de información y colaboración entre especialistas nacionales e internacionales.

§ Difundir a través e escuelas, industrias y autoridades estatales y municipales las ventajas de esta fuente renovable de energía.

§ Realizar proyectos piloto con fines demostrativos (en especial para municipios)

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REFERENCIAS 1. Valdez Luis H, “Metodología para Evaluar Centrales Minihidráulicas”. CONAE. Jun 1999 2..Agencia Internacional de Energía. “Atlas Mundial de Minihidráulicas 2001” www.smallhydro.com 3. Valdez Ingenieros S.A. de C. V, “Situación de la Minihidraúlica en México y Potencial en los Estados de Veracruz y Puebla” . CONAE 1995 4. Corporación Mexicana de Hidroelectricidad S.A. de C. V. “Autoabastecimiento. Una Oportunidad de Ahorro en Energía Eléctrica”. Enero 2000 5.- Willkins Gill. “Keys to the Success of Fun Renewable Energy for Rural Development” 2000-2001 APEC Energy R&D and Technology Transfer Seminar. Morelos, Mexico. Oct 30-31 , 2000 6.- Tung, T P, Adams, R D, and Barraud, C, (1993). “Small Hydro Development Opportunities, Constraints and Technology Outlook”, Proceedings of an IEA Conference on Hydropower, Energy and the Environment, Stockholm, 14-16th June, 1993.

7.- WEC, (1993). “Renewable Energy Sources: Opportunities and Constraints 1990-2020”, World Energy Council, London.

8.- Energy Power Research Institute “ Small Hydro Development. The Process, Pitfalls Annual Experience. EM 4036 Vol. 3 1987