Diagnóstico para la elaboración del plan estratégico de desarrollo de las energías alternativas en b by Energías Alternativas Para Todos

Ministerio de Hidrocarburos y Energía Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas Ministerio de Relaciones Exteriores de Dinamarca

DIAGNÓSTICO PARA LA ELABORACIÓN DEL PLAN ESTRATÉGICO DE DESARROLLO DE LAS ENERGÍAS ALTERNATIVAS EN BOLIVIA (2012 -2020) FASE I

2012

DIAGNÓSTICO PARA LA ELABORACIÓN DEL PLAN ESTRATÉGICO DE DESARROLLO DE LAS ENERGÍAS ALTERNATIVAS EN BOLIVIA (2012 -2020) FASE I

Título DIAGNÓSTICO PARA LA ELABORACIÓN DEL PLAN ESTRATÉGICO DE DESARROLLO DE LAS ENERGÍAS ALTERNATIVAS EN BOLIVIA (2012 - 2020) FASE I

Ministerio de Hidrocarburos y Energía Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas Ministerio de Relaciones Exteriores de Dinamarca Ministro de Hidrocarburos y Energía Juan José Hernando Sosa Soruco Viceministro de Electricidad y Energías Alternativas Roberto Peredo Echazú Director General de Energías Alternativas Juan Manuel Gonzales Flores Directora General de Electricidad Hortensia Jiménez Rivera

Equipo Técnico del VMEEA Ing. Raúl Villarroel Barrientos Abog. Ximena Rodas Sanjinéz Ing. Leonardo Jáuregui Ramírez Consultores NIRAS Lic. Wolfgang Mostert Ing. Jonas Valdimarsson Ing. Miguel Hernán Fernández Fuentes Ing. Juan Carlos Enríquez Uría Ing. Javier Reynaldo Salinas Cardona

Av. Mariscal Santa Cruz esq. Oruro Edif. Centro de Comunicaciones La Paz Piso 12 Casilla Postal: 4819 Tel. 591-2-2374050 al 53 Fax 591-2-2141307 La Paz – Bolivia Página WEB:// www.hidrocarburos.gob.bo

DIAGNÓSTICO PARA LA ELABORACIÓN DEL PLAN ESTRATÉGICO DE DESARROLLO DE LAS ENERGÍAS ALTERNATIVAS EN BOLIVIA (2012 -2020) FASE I

Resumen Ejecutivo Considerando la política del Estado Plurinacional de Bolivia, orientada a la universalización del acceso a la energía y entendiendo la necesidad de afrontar el cambio climático como un aspecto fundamental en la defensa de los Derechos de la Madre Tierra, el presente documento está orientado a formular un diagnóstico de situación, sobre la disponibilidad de recursos energéticos que permitan el desarrollo de las energías renovables, ERs, en Bolivia, en un primer periodo que alcance hasta el año 2020. En la primera sección del documento, se evalúa la disponibilidad de los recursos como fuentes de energías renovables. El gran potencial hidroeléctrico estimado en casi 40 GW es bien conocido en el país, pero con relación a las oportunidades para el aprovechamiento del recurso hídrico de mediana y pequeña escala, este potencial se ve limitado debido a la falta de estudios que permitan su aprovechamiento principalmente a nivel local. Se destaca la importancia de la energía solar debido a que ésta presenta un importante potencial para ser aprovechada en todo el territorio nacional, principalmente en el Altiplano y algunas zonas del Oriente. Respecto al recurso eólico, se conoce de manera preliminar la aparente abundancia y la alta calidad del recurso. Los recursos de biomasa también representan una buena oportunidad, siempre y cuando se tome en cuenta la priorización de los tipos de residuos que podrían aprovecharse cuidando procesos de explotación irracional de los bosques y considerando los riesgos a la seguridad alimentaria. En resumen: Bolivia tiene recursos de alta calidad y de buena variación. Respecto al desarrollo tecnológico de las energías renovables, en la segunda sección del documento se distinguen y categorizan aquellas tecnologías que están disponibles en el mercado local y cuentan con una serie de atributos que garantizan su utilización sostenida (hidroelectricidad, sistemas fotovoltaicos para población aislada); otras que representan tecnologías maduras y están listas para su empleo pero no se encuentran disponibles en el país (energía eólica, energía solar fotovoltaica conectada a la red, biogás a gran escala); y una tercera categoría consistente en tecnologías en periodo de prueba con potencial a mediano plazo (gasificación de biomasa, energía solar concentrada). Para contribuir a dar sustento a la política energética vigente, en el documento se calculan los costos económicos de las tecnologías de energías renovables respecto a los costos económicos de la generación de electricidad a partir del gas natural y diesel, es decir aquellos costos que suponen que el Gobierno de Bolivia tome la decisión de eliminar los subsidios a los combustibles fósiles. El análisis muestra de que las plantas hidroeléctricas, las plantas de energía eólica y las plantas utilizando el bagazo, tienen costos de generación próximos o por debajo de los costos de generación de las plantas a gas. Según las previsiones de la evolución en los costos de generación de la energía fotovoltaica hasta el año 2020, la energía fotovoltaica también será competitiva en el futuro. La tabla abajo muestra las estimaciones de los costos de generación actuales y las proyecciones para el año 2020. La integración de energía intermitente a gran escala en el SIN (Sistema Interconectado Nacional) representa un desafío importante. Para la definición de una política de penetración es importante conocer el impacto de la energía renovable sobre la operación del SIN. Finalmente, tomando en cuenta los recursos disponibles, los costos de generación de las diferentes tecnologías y los desafíos de integración, este estudio concluye que es realista realizar inversiones en unos 405 MW de energía renovable hasta el año 2020.

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Ctvs. de $US/kWh Tecnologías

2012

2020

Planta a gas, 100 MW

8,0

Planta a diesel, 15 MW

23,1

Plantas energía convencional

Central hidroeléctrica superior a 100 MW

2,3 a 5,0

ER conectado al SIN Hidroeléctrica, 5 a 50 MW

2,8 a 7,15

2,8 a 7,1

Planta fotovoltaica, 5 MW

12,91 a 18,0

7,8 a 10,9

Eólica, 50 MW

2,7 a 5,7

2,4 a 5,1

Planta a bagazo, 15 MW

7,1

Energía distribuida, bajo voltaje Fotovoltaica residencial, 3 kW

11,4 a 16,0

7,4 a 10,4

fotovoltaico

107 a 176

70 a 115

Micro centrales hidroeléctricas

5,4 a 710,8

5,4a 10,8

Sistema termo

$US

Sistema 2 m2, 200 litros

923

Sistema 4 m2, 300 litros

1420

Poblaciones aisladas Sistema

solar, inversión

Fuente: Equipo de consultores NIRAS

Finalmente se presenta en el documento como insumo al trabajo futuro, las principales recomendaciones y principios para la formulación de la segunda fase que consistirá en la elaboración del Plan Estratégico para el Desarrollo de Energías Renovables en Bolivia 2012 -2020. La tabla a seguir, presenta un resumen de los principales hallazgos del informe sobre tecnologías disponibles en el país y potencias estimadas para generación de electricidad en base a energías renovables.

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Estimación de Potencial de Introducción de Energías Renovables Fuente Tecnología

Potencia estimada MW

MCH

4,5

Eólica

200,0

Biomasa

94,1

Bagazo

Castaña

4,5

Deshechos forestales

Rellenos sanitarios Lagunas de tratamiento Energía solar

7,3 9,3

Observaciones Nuevos proyectos a realizarse en los próximos 5 años con plan específico, en comunidades rurales y posible interconexión a la red. Es necesario un ajuste al marco regulatorio. Mejora si se direccionan subsidios por reducción de emisiones de carbono. Proyecto de aprendizaje de corto plazo de 20 a 50 MW. Potencial al año 2050 de varios GW si se desarrolla un comercio de exportaciones hacia los países vecinos, sobre todo, Brasil En marcha en menos de 3 años. Capitales privados solo requiere cambios normativos. El concepto es de autogeneración y venta de excedentes a la distribuidora. Mejora si se direcciona subsidios por reducción de emisiones. En marcha en menos de 3 años con plan especifico en sistemas aislados del norte del país. El concepto es de autogeneración y venta de excedentes a la distribuidora. Mejora sustancialmente si se direcciona subsidios de reducción de emisiones de carbono. 3 MW en marcha en menos de 3 años con plan especifico. Capitales privados, requiere promoción y difusión activa (proyectos demostrativos). En casos especiales se podría pensar en autogeneración y venta de excedentes a la distribuidora. Ejecución a corto - mediano plazo depende de subsidios de emisiones de carbono. Cambios en marco regulatorio. Ejecución a mediano plazo depende de subsidios de emisiones de carbono. Cambios en marco regulatorio.

106

Parque Fotovoltaico para el SIN

Generación Distribuida Fotovoltaica

Generación 1.1.1aislada 6 1.1.2domestica

Sistemas Termo-solares

Total MW

404,6

Potencial 2050 1115 GW

Proyecto de aprendizaje de 1 MW a corto plazo. Potencial al año 2050, incluyendo energía solar concentrada de 1 5 GW; depende del comercio de exportaciones. Para expansión requiere descenso de precios en módulos fotovoltaicos, ajustes en políticas tarifarias y marco regulatorio. Posible capital privado a futuro en función de la normativa. Penetración de 15% en el año 2020 en hogares, con ingresos económicos medianos. El concepto es de autogeneración y venta de excedentes a la distribuidora. Capital privado exclusivamente. Exige cambios regulatorios, ajustes tarifarios, normativa técnica para interconexión a la red de BT. Programas de electrificación rural a 10 años (entre 2,75 y 9 MW), representa cerca de 120.000 sistemas de 50 Wp. Se necesita continuidad y agilidad de implementación. Mejora de los sistemas de gestión para asegurar la sostenibilidad Ejecución de mediano plazo. Desplazamiento de potencia de duchas eléctricas. Exige soporte de promoción y mecanismos financieros para penetrar en las casas de gente con ingresos modestos. Capitales privados. Mejora factibilidad si se direcciona subsidios de reducción de emisiones de carbono. Potencial susceptible de implementación hasta el año 2020 Depende del desarrollo de un mercado de exportaciones

Fuente: Elaboración NIRAS. No incluye proyectos hidroeléctricos y de geotermia en curso.

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Introducción A fin de viabilizar el desarrollo de las fuentes de energías alternativas en Bolivia y en cumplimiento a los objetivos constitucionales y programáticos en pro del acceso universal al servicio de electricidad, el Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas – VMEEA y la Cooperación Danesa, aunaron esfuerzos para la elaboración del “Diagnostico para la Elaboración del Plan Estratégico para el Desarrollo de las Energías Alternativas En Bolivia (2012 -2020)”.

Siguiendo procedimientos de la Embajada de Dinamarca en Bolivia, con base en un concurso entre empresas, la consultora NIRAS de Dinamarca se adjudicó el contrato para la formulación de la primera fase; el trabajo para la elaboración del presente documento se llevó a cabo entre enero y mayo de 2011. Además de este informe, el trabajo incluye también la preparación de un Atlas de Energía y su instalación en el servidor del MHE (vea la descripción en Anexo 1).

En este sentido, para la elaboración del Plan se ha previsto 2 fases, una primera fase que comprende la realización de un diagnóstico de situación y preparación de insumos, objeto del presente documento, y una segunda fase para la elaboración del mencionado Plan.

El Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas ha realizado el apoyo y contribución al presente documento. El equipo responsable estaba compuesto por Juan Manuel Gonzales Flores, Director General de Energías Alternativas, Ing. Raúl Villarroel, Jefe Unidad de Energías Alternativas, Abog. Ximena Rodas, Responsable de Normas y Convenios para Energías Alternativas e Ing. Leonardo Jáuregui Responsable de SIG.

La primera fase, a su vez comprende la producción de dos resultados: a) el presente documento que presenta un diagnostico de situación, y b) la elaboración de un Atlas de los recursos renovables del país, en formato digital GIS y su desarrollo numérico para su publicación. (Ver los TdR en Anexo 3).

El equipo de consultores de NIRAS estuvo conformado por dos consultores daneses Wolfgang Mostert (economista de energía y jefe de equipo), Jonas Valdimarsson (ingeniero mecánico, especialista en tecnologías de biomasa) y tres consultores bolivianos - Miguel Hernán Fernández Fuentes (ingeniero eléctrico y especialista en energía solar y renovables), Juan Carlos Enríquez Uría (ingeniero civil y especialista en diseño e implementación de proyectos de energía renovable), Javier Reynaldo Salinas Cardona (ingeniero civil, experto en SIG//LIS).

El énfasis de esta primera fase, se orienta a presentar el estado de situación sobre las energías renovables en el país sobre la base de una exhaustiva recopilación de información y el análisis de potencial y disponibilidad de estos recursos. La formulación de este diagnostico, servirá como insumo para la segunda fase, que tendrá como objetivo central la elaboración del Plan Estratégico para el desarrollo de Energías Renovables en Bolivia.

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Abreviaciones Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad BIPV Building Integrated PV CAE Costo Anual Equivalente CEDLA Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario CER Cooperativa de Electricidad de Riberalta CHP Combinación de Calor y Energía (por sus siglas en ingles) CIPCA Centro de Investigación y Promoción al Campesinado CPTS Centro de Promoción y Tecnología Sostenible CRE Comisión Reguladora de Energía CSP Energía Solar Térmica por Concentración CYTED Ciencia y Tecnología para el Desarrollo EASE Enabling Access to Sustainable Energy EEUU Estados Unidos ELECSOL Electrif. Fuentes. Renovables. Gran Escala. p/ Pobl. Rural Iberoamericana ENDE Empresa Nacional de Electricidad ERs Energías Renovables FNDR Fondo Nacional de Desarrollo Regional FV Fotovoltaico GFVCR Generadores Fotovoltaicos Conectados a la Red GTL Gas a Líquidos IBCE Instituto Boliviano de Comercio Exterior IDTR Infraestructura Descentralizada para la Transformación Rural IEA International Energy Agency IFC Corporación Financiera Internacional JELARE Joint European-Latin American Universities Renewable Energy Project MCH Micro Centrales Hidroeléctricas MDL Mecanismo de Desarrollo Limpio MEH Ministerio de Energía e Hidrocarburos MEM Mercado Eléctrico Mayorista NAMA´s Acciones Nacionales Apropiadas de Mitigación NCPE Nueva Constitución Política del Estado OEA Organización de Estados Americanos OFT Tecnología Orgánica de Combustible PDD Documento de Diseño de Proyecto PEDERBOL Plan Estratégico para el Desarrollo de la Energía Renovable en Bolivia PERB Planificación Energética Rural para Bolivia PLE Proyecto de Ley de Electricidad PND Plan Nacional de Desarrollo pSHS Pico Sistema Solar Fotovoltaico doméstico

PRE Programa de Regionalización Energética PROPER Proyecto binacional de Difusión en Energías Renovables Pv Fotovoltaico (por sus siglas en inglés) SCF Fluidos Súper Críticos SFV Sistema Fotovoltaico SIG Sistema de Información Geográfica SIN Sistema Interconectado Nacional SHG Gas Natural Sintético TCD Toneladas de caña por día TCS Tecnologías de Concentración Solar TDE Transportadora de Electricidad UCB Universidad Católica Boliviana UE Unión Europea ULOCEPI Proy. Uso Racional de la Leña y otros Combustibles en la Pequeña Industria UMSS Universidad Mayor de San Simón VMDE Viceministerio de Desarrollo Energético VMEEA Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas VDC Voltaje promedio en la carga YPFB Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia WWF World Wildlife Fund

Unidades BTU British Thermal Unit ºC Grado Celsius GJ Giga Joule Gw Giga vatio (109 vatios) GWh Giga vatios hora Km Kilometro KW Kilovatio KWe Kilovatio Eléctrico kWp Kilovatio pico kWth Kilovatio térmico MJ Mega Joule MW Megavatio MWe Mega vatio Equivalente MWh Mega vatio hora TCF Trillones de píes cúbicos TM Toneladas métricas Wp Watio pico Compuestos químicos CO2 Dióxido de Carbono NOx Óxidos de Nitrógeno Tasa de cambio: 1Euro = $US 1,42

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Información sobre Recursos Disponibles

1.1 Solar Todo el territorio de Bolivia está ubicado en una franja que recibe la mayor cantidad de radiación solar del planeta. El promedio anual del país se estima en 5 kWh/m2 día, lo cual habilita su utilización en prácticamente todo el territorio nacional.

Gráfico : Potencial Solar Global

La Universidad Mayor de San Simón, ha presentado un mapa de radiación solar actualizado, el mismo que fue preparado usando datos meteorológicos satelitales y validado localmente, con mediciones puntuales, lo cual ha permitido ajustar los datos globales a la especificidad regional.

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Gráfico : Mapa de Radiación Solar Media Anual para Bolivia (kWh/m2*día)

Fuente: Proyecto de Energía Solar UMSS 2010

Como se puede observar, los niveles de radiación son aprovechables en todo el territorio de Bolivia y además, excepcionalmente altos en la región andina y el altiplano boliviano.

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1.2 Eólica Como se puede ver en el mapa eólico de Bolivia, el potencial disponible en determinadas localidades es comparable con los mejores emplazamientos del continente europeo. Gráfico : Potencia Eólico comparado Bolivia Vs. Europa Sin embargo, si bien a nivel macro el potencial es interesante, lo que aún no se tiene es la identificación en terreno de los sitios de posibles emplazamientos, debido a la ausencia de mediciones de campo. En 1990, dentro del Programa de Regionalización Energética de la OEA, se ejecutó el estudio de Planificación Energética Rural para Bolivia para el entonces Ministerio de Energía e Hidrocarburos. Este estudio permitió conocer que en Bolivia existe muy poca información sobre el potencial eólico, especialmente aquella que cumple con un mínimo de condiciones acerca de: ubicación, altura de los sensores y calidad de los instrumentos. Normalmente, los datos sobre velocidad de viento provienen de estaciones agro meteorológicas y de aeropuertos, los cuales son puntuales (uno o dos datos en el día y a diferentes horas) y en alturas variadas. Por otro lado, la diversidad geográfica de Bolivia impide un conocimiento exacto del potencial eólico, ya que éste

tiene una excesiva localidad y consiguientemente alta variabilidad. En general, experiencias de aprovechamiento eólico se refieren a bombeo mecánico de agua y generación eléctrica de pequeña escala. Las áreas de instalación de bombas mecánicas multipala desde hace unos 15 años atrás, se realizaron en Santa Cruz en las colonias Menonitas, en Oruro y en la zona de Uyuni en Potosí en base a diferentes proyectos. A continuación se muestra una imagen del potencial eólico para Bolivia, en valores indicativos de W/m2. Si se considera que para uso doméstico y productivo es viable el aprovechamiento de la energía eólica a partir de 50 W/m2, es posible identificar zonas distribuidas en el trópico y altiplano con regímenes

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Gráfico 4: Áreas de Potencial Eólico en Bolivia (W/m2). 1990 IDENTIFICACION DE AREAS

BOLIVIA

POTENCIAL EOLICO

Fuente: Elaborado por ENERGETICA en base a datos de Planificación Energética Rural para Bolivia. MEH. 1990

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El 2008 fue presentado un relevamiento del potencial eólico realizado utilizando bases de datos, imágenes satelitales y modelos de relieve topográfico del país, el cual fue realizado por la TDE (Transportadora de Electricidad) a través de la consultora 3Tier y apoyo del IFC. Esta iniciativa ha permitido contar con un mapa eólico que permite apreciar mejor los potenciales localmente disponibles de este recurso. Una imagen de las velocidades promedio anuales se puede ver a continuación. Gráfico 5 : Mapa de Potencial Eólico en Bolivia. Velocidad Media Anual (m/s). 2008

REPUBLICA DE BOLIVIA

VELOCIDAD MEDIA ANUAL Elaboración del mapa conforme a datos del SENAMHI y TDE S.A. Procesado por: Earth Consultores Bolivia Metodo empleado para la Interpolación: Kriging Proyección: Universal Transversa de Mercator Datum referencial: WGS 84 Escala de Impresíón: 1:2.500.000 Nota: los límites departamentales/Internacionales se presentan con fines referenciales y no pueden considerarse oficiales Enero 2008

Nota: Mayor información sobre el potencial eólico se puede ver en el informe de la TDE en www.tde.com.bo

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1.3 Hidroenergía El potencial hidroeléctrico de Bolivia alcanzaría a cerca de 40.000 MW (1) y se tendría explotado actualmente un 1% del total del potencial existente. Un mapeo del potencial hidroeléctrico también fue desarrollado en el estudio Planificación Energética Rural para Bolivia de 1990, que se muestra a continuación. Gráfico 6 : Potencial Hidroenergético de Bolivia. 1990 IDENTIFICACION DE AREAS

BOLIVIA

POTENCIAL HIDRAULICO

Fuente: Elaborado por ENERGETICA en base a datos de Planificación Energética Rural para Bolivia. MEH 1990.

En todo caso es importante resaltar la distribución de este potencial hidroeléctrico por cuencas. Así tenemos que la cuenca del Altiplano tiene un potencial de generación de 5.000 GWh/año; la cuenca del Amazonas 135.000 GWh/año; y finalmente la cuenca del Río de La Plata 33.000 GWh/año, lo que totaliza 173.000 GWh/año. Esta cantidad de energía representa aproximadamente 28 veces el consumo eléctrico actual.

(1) Potencial Hidroenergético de Bolivia. G. Rico C. Taller Internacional de Hidrogeneración. VMEEA. La Paz 2009)

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Para el caso del aprovechamiento de los recursos hidroenergéticos a escala mini y micro (por debajo de 1 MW), no existe la información suficiente que permita identificar este potencial. En el mapa a continuación, se puede ver que existe una correlación importante entre aquella población rural que carece de acceso a la electricidad y la disponibilidad de recursos hidroenergéticos (2). Gráfico 7 : Población sin Electricidad

(2) Rol e impacto socioeconómico de las Energías Renovables en el área rural de Bolivia, Miguel Fernández Fuentes, Serie Investigaciones de la Plataforma Energética No 5, La Paz: CEDLA, octubre 2010. :

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1.4 Biomasa Datos preliminares indican que el potencial de producción de biomasa es muy alto en las zonas del llano boliviano, principalmente del norte, noroeste y este, que incluyen a los departamentos de Pando, Beni y parte de Santa Cruz; este potencial se basa en la valorización energética de pastizales ganaderos en desuso, barbechos y residuos vegetales de explotaciones agroforestales. La escasez de biomasa en muchas zonas se torna crítica y el indicador más relevante de esta situación es el tiempo que se debe dedicar a la recolección, labor frecuentemente realizada por las mujeres y niños. En promedio se emplea un equivalente a más de una jornada completa por semana para la recolección de biomasa. Un mapa de productividad de biomasa por regiones se muestra a continuación. Gráfico 8 : Productividad Anual de Biomasa en Bolivia (m3/km2/año). 1990 IDENTIFICACION DE AREAS

BOLIVIA

POTENCIAL BIOMASA

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todo este potencial, se generaría 70.000 TM /año de cáscara. (Fuente: PROPER, ULOCEPI).

En todo caso, este potencial teórico tiene carácter indicativo, pues es necesario que dispongan de tecnologías y de un marco institucional que permite su aprovechamiento racional para el sector energético.

Con la capacidad instalada actualmente se podría generar 2 MW y al aprovechar toda la nuez recolectable, se podría generar hasta 4.5 MW de potencia eléctrica.

La situación que aparece en el sector agroindustrial, forestal y de residuos es diferente.

En la actualidad, se estima que en el noreste del país se producen alrededor de 15.000 TM de cáscara de castaña. Con esa cantidad de residuos y con los sistemas tradicionales, sólo se puede generar cerca a 1 MW. En Riberalta hay alrededor de 6 empresas grandes y otro tanto de pequeñas; todas ellas queman la cáscara de castaña para generar vapor y calor que usan en sus operaciones cotidianas y lo hacen con rendimientos muy bajos. Finalmente, una cantidad de cáscara de castaña que les sobra la venden a la Cooperativa de Electricidad de Riberalta, CER. (Fuente: Comunicación del CPTS).

1.4.1 Agroindustrial Tecnología de generación a biomasa En ingenios azucareros la transformación de biomasa en energía eléctrica se realiza mediante el uso de turbinas que aprovechan la generación de vapor. Los pasos para la producción de energía eléctrica utilizando el bagazo son: -

La generación de energía térmica mediante la combustión de bagazo Generación de vapor de agua a presión en un caldero con la energía térmica utilizada en la combustión del bagazo Generación de energía cinética mediante el paso de vapor a presión por turbogeneradores. La energía cinética se transforma en energía eléctrica mediante el uso de transformadores y alternadores eléctricos.

1.4.3 Residuos Tecnología de generación a biogás La instalación de un sistema de recolección de gas en un relleno sanitario incluye el uso de pozos de gas perforados instalados de forma vertical y horizontal para la extracción de los gases; y, un sistema de tuberías que conecta a una tubería principal que conduce el gas a la planta de extracción o a la llama de quemado. El sistema funciona a una presión un poco más baja que la atmosférica, mediante aspiradoras que extraen el gas de los pozos por medio del sistema de tuberías hacia el sistema de generación de energía eléctrica. La generación de energía eléctrica requiere un sistema de pre-tratamiento del gas para su uso en el generador, luego la generación se la realiza mediante generadores adaptados para el uso de biogás.

Situación actual en Bolivia y potencial de generación En Bolivia existen cinco ingenios azucareros, de los cuales el más grande, Guabirá, está generando electricidad desde 2007. Actualmente Guabirá Energía S.A. contribuye 21 MW al SIN, a partir de una capacidad de molienda de 16.000 TCD (toneladas de caña por día). Realizando un cálculo en base a la relación entre la capacidad de molienda y el potencial de generación, se estima que entre los cinco ingenios, existe una potencial inmediato de aproximadamente 70 MW a nivel nacional. (Ver Tabla 10).

Situación actual en Bolivia y potencial de generación En Bolivia, existen cuatro ciudades que cuentan con rellenos sanitarios de tamaño significativo (La Paz, El Alto, Cochabamba y Santa Cruz), de los cuales dos cuentan con estudios del potencial para la captura y quema de metano, y uno ya está registrado como proyecto de captura y quema de metano bajo el Mecanismo de Desarrollo Limpio, MDL. En base a estos estudios, y tomando el volumen de residuos sólidos dispuestos a la fecha en los otros dos rellenos, se ha estimado que a nivel nacional se generan 8.322

1.4.2 Industria Forestal De cada tonelada de nuez con cáscara, 30% corresponde a nuez para la comercialización, por lo cual se supone que 70% corresponde a la cáscara. Actualmente, existe en el país la capacidad instalada para procesar 43.400 TM /año, del cual el 70% sería 30.380 t/año de cáscara. Asimismo, la cantidad cosechable/recolectable de castaña es aproximadamente 100.000 TM /año; si se aprovechara

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aceite de palma. De esta manera, se estimó que se puede generar 5,8 MWh por tonelada de metano. En base a este dato, se concluye que se podría generar 27 GWh/año a partir de las tres plantas de tratamiento de aguas mencionadas. Tomando en cuenta que en los proyectos considerados se genera energía durante aproximadamente 10 horas por día, se estimó que existe una potencia aprovechable de aproximadamente 9,3 MW.

toneladas de metano por año que se descargan a la atmósfera como emisiones fugitivas y en algún caso son quemadas en quemadores artesanales. Hasta la fecha, no existe ningún proyecto de generación de energía eléctrica en rellenos sanitarios en Bolivia, sin embargo, para fines de este diagnóstico, se evaluaron 5 proyectos en Latinoamérica registrados bajo el MDL para estimar la generación promedio de energía. De esta manera, se estimó que se pueden generar 5 MWh por tonelada de metano; bajo este supuesto, se podrían generar 42 GWh/año a partir de los cuatro rellenos sanitarios; para una operación de 16 horas por día, se estimó una potencia aprovechable de 7 MW.

1.5 Conclusión Global A seguir se resumen las siguientes conclusiones de carácter global con relación a la disponibilidad de recursos energéticos renovables en Bolivia.

Plantas de tratamiento de aguas residuales

Recurso solar. Es el recurso energético más extendido en todo el país, salvo algunas regiones clasificadas como pie de montaña (que tienen altos índices de nubosidad), el recurso solar se puede aprovechar en todo el territorio nacional. Sin embargo se debe hacer notar que el Altiplano boliviano tiene una situación excepcional debido a su altura, pues la radiación solar que recibe esta porción del territorio, puede ser hasta un 30% más que el promedio nacional. En estas condiciones se puede afirmar que pensar en la producción de energía eléctrica a gran escala con plantas situadas en el altiplano tendrían un rendimiento excepcional, debido a dos factores que se suman en este caso: a) el alto valor de la radiación solar; y, b) la baja temperatura ambiente que incrementa la eficiencia de los paneles fotovoltaicos. El aprovechamiento térmico puede realizarse en todo el país sin excepción.

Para capturar el biogás, las lagunas son cubiertas con geo-membranas de polietileno de alta densidad, posteriormente el gas que se genera es recolectado por un sistema de tuberías de succión con sello hidráulico, a partir del trabajo de bombas. Este gas posteriormente es llevado a una cámara para ser limpiado de impurezas y después a través de tuberías de impulsión es llevado a un medidor de flujo. La generación de energía se la realiza mediante generadores eléctricos adaptados para el uso de biogás. En Bolivia, existen tres ciudades que cuentan con plantas de tratamiento de aguas residuales de tamaño significativo (El Alto, Cochabamba y Santa Cruz), de los cuales todos cuentan con Documentos de Diseño de Proyecto (PDDs) formulados como proyectos de captura y quema de metano; sin embargo ninguno está registrado como proyecto MDL. En base a estos PDDs, se estima que a nivel nacional se genera 4694 toneladas de metano por año.

Recurso biomasa. El aprovechamiento de los recursos de biomasa es factible (sin entrar en procesos de explotación de bosques, o realizar plantaciones que signifiquen una competencia con la producción alimentaria) en el siguiente orden de prioridad:

Dado que no existen proyectos de generación de energía eléctrica en plantas de tratamiento de aguas en Bolivia, se evaluaron proyectos parecidos de otros países latinoamericanos registrados bajo el MDL para estimar la generación promedio de energía. Es importante mencionar que no existe ningún proyecto en la región de generación de electricidad en una planta de tratamiento de aguas residuales domésticas. Por esta razón, se consideraron como similares proyectos de tratamiento de excretas de animales y tratamiento de aguas residuales de la industria del

Residuos de la industria azucarera (bagazo de caña) que significan un volumen importante y que ya está disponible en los ingenios azucareros. Su utilización puede significar la generación de electricidad para inyectar al SIN Residuos de industria de castaña (cáscara de castaña), al igual que el bagazo es un

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subproducto de la agroindustria castañera en el norte del país que puede ser aprovechado con relativa intensidad para generar electricidad e inyectar en las redes de los sistemas aislados que usan diesel actualmente. Residuos de la industria forestal (aserrín, viruta, cortezas, etc.) que pueden ser dirigidos a generar energía eléctrica y mecánica, para los mismos aserraderos que actualmente usan diesel. Residuos urbanos y lagunas de oxidación. En este grupo se considera que al menos existen 4 rellenos sanitarios de las principales ciudades de Bolivia, también se considera algunas lagunas de oxidación existentes y las lagunas mismas de los ingenios azucareros.

debe confirmar la consistencia de los datos en las regiones con mayor potencial con mediciones directas. La variada geografía del país hace que en algunos kilómetros pueda cambiar radicalmente las velocidades de viento. Esta situación acentúa más aún la necesidad de validación local con mediciones puntuales en los lugares que se planifique su aprovechamiento. En relación al potencial eólico en el Altiplano, la baja densidad del aire puede significar un reducción de aproximadamente 30% o más en la potencia aprovechable; entonces, para la planificación de parques eólicos, esta situación puede desincentivar su explotación. De la evaluación del recurso eólico se puede ver que lo técnicamente aprovechable, tiene un nivel de incertidumbre aún alto, por lo que es necesario desarrollar un programa de mediciones itinerante que permita identificar los lugares con alto potencial, para confirmar los mismos. En general el recurso tiene muy alta variabilidad a nivel del territorio nacional. Se identifican corredores de viento, en los cuales podría ser posible realizar la explotación de este recurso en condiciones óptimas. Estos corredores están ubicados en las siguientes áreas:

En todo caso se debería trabajar en un inventario de otro tipo de residuos agroindustriales como ser la cascarilla soya, de arroz o en el caso del girasol, etc., que podrían ser también susceptibles de utilización para la generación de electricidad aunque a menor escala.

1. Sudeste del Departamento de Santa Cruz en una zona de orografía llana y con densidades de aire elevadas; 2. Corredor Oeste – Este, en un eje La PazCochabamba-Santa Cruz; 3. Corredor Norte – Sur, en un eje La Paz-PotosíUyuni; 4. Sud oeste del departamento de Potosí, en el área de influencia Laguna Colorada.

Recurso hidráulico. La Empresa Nacional de Electricidad, al ser una entidad estratégica del Estado, desarrolla los proyectos referidos a los recursos hidráulicos, en particular a gran escala. En ese sentido, solamente se puede ratificar la importancia del desarrollo de los recursos hídricos cuidando la sostenibilidad de los mismos. Por otro lado, existe un potencial grande a nivel de aprovechamiento de pequeños y medianos recursos, que no aparecen en l o s p roye c to s a c t u a l es . S i n e m b a rgo e l aprovechamiento de estos recursos, que podrían ser relativamente importantes, se ven limitados ante la falta de una estrategia de estudio, evaluación y aprovechamiento de recursos hídricos más orientada a estas pequeñas aplicaciones.

El aprovechamiento de los recursos renovables para la producción de electricidad a gran escala, es decir a través de los grandes proyectos seguirá su curso (como en el caso hidroeléctrico), sin embargo se nota la ausencia de estrategias específicas para el aprovechamiento de recursos renovables a mediana y pequeña escala, tanto para su aprovechamiento local y descentralizado co mo también para alimentar al SIN.

Recurso eólico. El potencial eólico aún tiene incertidumbre en su cuantificación, debido a que se

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(3)

2 Identificación de Tecnologías

Entonces, se puede definir como tecnologías disponibles localmente, aquellas que habrían tenido un cierto recorrido en la curva de aprendizaje y de introducción de tecnología

El desarrollo tecnológico es bastante dinámico y más en el campo de las energías renovables. Sin embargo, no todas las tecnologías que se pueden encontrar en referencias bibliográficas o catálogos de empresas, están suficientemente desarrolladas para su utilización sin riesgo, sobre todo en programas que podrían ser alentados por el sector público. Así, se puede distinguir claramente a: ·

(5)

Estas restricciones hace que las tecnologías que se promuevan, apuntalen a que los usuarios accedan a un suministro sostenible de energía sostenible, limitando la difusión de aquellas soluciones de tipo experimental, pues no sería responsable el generar expectativas que no se cumplan, con los grupos carentes de energía.

Tecnologías que están disponibles en el mercado local y cuentan con una serie de atributos que garantizan su empleo sostenido;

Tecnologías maduras y listas para su empleo pero no se encuentran en el país;

Tecnologías en prueba con potencial a mediano plazo.

De esta manera, entre las principales opciones de energías renovables disponibles en el país, con una provisión local de equipos, servicios, garantías y experiencias positivas en su aplicación se pueden mencionar las siguientes.

2.1.1 Sistemas Fotovoltaicos Los sistemas fotovoltaicos, convierten la radiación solar directamente en electricidad de corriente continua de 12 V, la misma que podría ser trasformada en electricidad de 220 V si se desea. Estos sistemas pueden abastecer las necesidades de una familia rural, pero también accionar bombas de agua, equipos de radiocomunicación o computadoras. Es decir todo lo que requiera energía eléctrica. Sin embargo por el alto costo que tienen, su utilización esta focalizada en usos que requieren pequeñas cantidades de energía, pero de manera confiable y segura.

2.1 Disponibles En ese sentido, para realizar un inventario tecnológico de soluciones basadas en energías renovables, se define como tecnologías de energías renovables disponibles en el país a aquellas que cumplan con las siguientes condiciones: (4)

Disponibilidad local de los equipos, repuestos

Conocimiento por parte de personal local para su manejo, instalación, operación y mantenimiento

Producción local o al menos capacidad de reparación local y con las capacidades técnicas disponible en el país y sobre todo en ciudades intermedias

Garantías de los proveedores de la tecnología hacia los usuarios finales, de manera que en caso de fallas sea posible obtener un recambio de los mismos.

Experiencias de aplicación locales positivas a nivel experimental y difusión aunque sea a escala pequeña.

Actualmente se estima en unas 30.000 unidades instaladas en diferentes aplicaciones (viviendas, escuelas, postas, bombas de agua, telecentros, etc.) en todo el país. Bolivia tiene uno de los proyectos más grandes de la región en electrificación fotovoltaica que fueron desarrollados por el proyecto IDTR del VMEEA. Los mecanismos utilizados hasta el momento, una combinación de subsidios y micro crédito han resultado eficaces. La transferencia de la propiedad al usuario final y su responsabilidad por la sostenibilidad, cuando existen masas críticas de instalaciones, favorecen la creación de microempresas de servicios para esta tecnología. Lo importante para su implementación es el disponer de mecanismos continuos y establecidos para el financiamiento de

(3) La redacción de este punto y el 2.1 se realiza en base a la información del documento “Rol e impacto socioeconómico de las Energías Renovables en el área rural de Bolivia, Miguel Fernández Fuentes, Serie Investigaciones de la Plataforma Energética No 5, La Paz: CEDLA, octubre 2010” (4) Diagnóstico y Desafíos del Sector Energético Boliviano. ENERGETICA – WWF. 2010 (5) Es decir que existe el conocimiento, los recursos y medios locales como para que la tecnología preste los servicios para los cuales ha sido diseñada.

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los componentes de subsidio necesarios dirigidos a los pobladores rurales.

se encuentran fundamentalmente en la desconfianza de la gente por la tecnología, la inexistencia de mecanismos de financiamiento que permitan romper la barrera de la inversión inicial. Las actuales línea de crédito consideran a estos sistemas como equipos susceptibles de un crédito de consumo el mismo que con sus altas tasas de interés inviabiliza la rentabilidad de esta tecnología. Por otro lado, los créditos bancarios a pesar de ofertar tasas menores, no están diseñadas para esta tecnología pues las condiciones y costos de transacción son demasiado altos en relación al costo del equipo.

A excepción del módulo fotovoltaico, toda la tecnología es producida localmente, e inclusive Bolivia es un exportador neto de reguladores de carga, lámparas eficientes de 12 VDC, conversores de voltaje y baterías para SFV teniendo una presencia reconocida en los países limítrofes, Centro América y últimamente en México.

(8)

(6)

En el caso de instalaciones pequeñas conectadas a la red (1kWp a 3 kWp), existen experiencias ya validadas que muestran la solidez de la tecnología.

(7)

2.1.3 Secadores Solares de Alimentos Los secadores solares para alimentos aprovechan el efecto invernadero se puede utilizar ampliamente en el deshidratado de diferentes productos que requieran conservación. En este caso también la tecnología está disponible a través de microempresas y su construcción es completamente local.

2.1.2 Sistemas Termo-solares Los sistemas termo solares, que convierten la radiación solar directamente en calor y normalmente se utiliza para el calentamiento de agua. La tecnología está disponible a través de microempresas y su construcción es completamente local.

(9)

Esta tecnología ha sido el caso de varias empresas campesinas, para quienes ha sido decisiva su empleo para lograr niveles de productividad importante y también para caracterizar su producto y diferenciarlo positivamente por la utilización de energía solar.

Actualmente se instalan aproximadamente 400 unidades/año y se estima en más de 3000 unidades las instaladas y en funcionamiento. Al menos existen unas 10 microempresas en todo Bolivia, que trabajan con estas tecnologías, desde hace más de 20 años y existe un gran potencial de difusión; habiendo incorporado nuevos materiales aislantes, cobre, aluminio y acero inoxidable, estos equipos están dando un salto tecnológico importante. Los sistemas más utilizados son aquellos de convección natural que aprovechan el efecto termosifón, aunque también existen sistemas de flujo forzado, con controles electrónicos de temperatura y monitoreo. Los proyectos ejecutados tienen diferentes escalas de domesticas a industriales de producción de varios miles de litros/día de agua caliente.

2.1.4 Aerogeneradores de Pequeña Potencia Hasta el momento, las experiencias se concentran en la instalación de sistemas eólicos de forma aislada, donde, al igual que en los sistemas fotovoltaicos se utilizan baterías para almacenar la energía generada. Y en la mayoría de los casos se utilizan equipos en 12 V DC. Las instalaciones actuales tienen una potencia entre 200 W y 400 W y casi llegan al centenar, son equipos importados, pero los elementos como las torres, la instalación, operación y mantenimiento son disponibles a nivel nacional. Aerogeneradores de pequeña potencia (hasta 5 kW), el equipo central de generación de electricidad es importado.

Adicionalmente existe tecnología importada disponible como ser en tubos al vacío (con una vida útil de 5 a 8 años), colectores de plástico para calentamiento de piscinas y otros sistemas termo solares integrados de diferentes industrias. Las dificultades para la expansión de esta tecnología

A pesar de la relativa simplicidad de la tecnología, el problema para una expansión es la falta de información puntual sobre el potencial eólico en Bolivia así como la excesiva localidad del recurso. (10)

(6) No se incluye equipos como el inversor, debido a que este producto no es exclusivo para sistemas fotovoltaicos. (7) Generador Fotovoltaico Conectado a la Red. Experiencia piloto. ENERGETICA - ELECSOLRURAL -CYTED2009 (8) Los créditos de consumo consideran, normalmente, tasas de interés entre el 18% y 30% anual. (9) Viabilidad técnica y económica de la energía solar y eólica en actividades económico-productivas en comunidades indígenas y campesinas. ENERGETICA 2010. CIPCA Santa Cruz - Bolivia (10) El mapa eólico elaborado por la TDE refleja el potencial a 80 metros de altura. Sin embargo aerogeneradores pequeños estarán siempre instalados a una altura por debajo de los 20 metros.

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tecnología y el conocimiento completamente local. Existen ya varios miles de unidades que se han implementado.

La energía eólica sigue siendo la menos explotada hasta el momento, tanto por falta de conocimiento del potencial real en el país, como también por falta de una oferta activa en éste sentido. Sin embargo, en esencia el rezago que tiene esta tecnología es producto de la ausencia de impulso a las aplicaciones pequeñas que podrían darse en determinadas situaciones, la condicionante de que solamente tener mediciones exactas posibilita su aplicación y, a nivel general el impulso que reciben solamente los grandes parques eólicos de varios mega watts de potencia.

2.1.7 Biodigestores Hace casi 20 años atrás se inició la tecnología de la biodigestión anaerobia en Bolivia. Sin embargo, por la limitación técnica de la época, los equipos se construían con materiales convencionales y un biodigestor familiar alcanzaba a un costo entre 3.000 $US y 4.000 $US. Actualmente, los biodigestores, con una nueva tecnología basada en el uso de plásticos, han bajado en casi 10 veces sus costos y ha iniciado un proceso de difusión que permite prever un uso amplio.

2.1.5 Micro Centrales Hidroeléctricas Las micro centrales hidroeléctricas (MCH), aprovechan caudales de agua existentes y desniveles geográficos y permiten generar electricidad, con mínimos impactos ambientales y máximo embalses de regulación diaria. Aquí la tecnología está disponible y manejable localmente. Al momento existen más de 50 MCH´s en operación que sirven aproximadamente a 6.000 familias y que tienen potencias instaladas entre 30 kW y 500 kW, totalizando casi 4,5 MW instalados. La tecnología de generación micro hidráulica es manejable y reproducible localmente, desde el diseño de las plantas (en sus componentes civil, mecánico y eléctrico), la construcción, instalación, operación y mantenimiento. Existen capacidad de fabricación de turbinas de tipo Pelton, Banki y Francis, para potencias por debajo de 1 MW, asimismo los sistemas de control electrónico y regulación de velocidad son locales. El único elemento importado es el generador eléctrico.

(11)

Transformando los desechos orgánicos en energía (biogás) y biofertilizantes además de ser una alternativa real para el tratamiento de desechos orgánicos, los biodigestores tienen un amplio campo de aplicación en el área rural, sobre todo en familias que tienen pequeños hatos de ganado. Solo en el pasado año se han instalado casi 500 de unidades domésticas.

2.2 Potenciales En esta categoría se enumeran las tecnologías que tienen un potencial de introducción en el país que son disponibles internacionalmente y que ya son maduras y confiables, por tanto el riesgo de introducción se minimiza y tienen buenas perspectivas en la ejecución de proyectos piloto.

Sin embargo, para el despegue de las MCH se hace necesario el disponer de mecanismos de pre inversión permanente, así como un programa de inversión activo. Los proyectos de MCH actualmente tienen un periodo de duración de 4 años como mínimo entre su identificación y la concreción del financiamiento y su construcción. La razón es que no existe un mecanismo permanente de soporte para el desarrollo de estos emprendimientos.

2.2.1 Tecnologías de Concentración Solar (TCS) Una planta de energía solar concentrada consta de dos partes (12)

1. Una que recoge la energía solar (un concentrador que captura y concentra la radiación solar directa) y la convierte en calor (a través de un receptor que absorbe la luz solar concentrada y la transfiere en energía térmica) y

2.1.6 Cocinas de Leña Las cocinas eficientes de leña, con modelos que van desde la autoconstrucción con materiales como adobe y ladrillo, hasta la disponibilidad de cocinas metálicas con quemadores cerámicos, tienen un manejo de la

2. Otra que convierte la energía térmica en electricidad.

(11) Informe preliminar “Apoyo a Operadores de MCH´s en Bolivia”. Proyecto EASE – ENERGETICA 2010 (12) En las cuatro plantas termo-solares en el mundo (en India, Egipto, Marruecos y México) se utiliza la primera parte, una planta solar de 20 MW para la co-generación de vapor en una planta de generación a gas.

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Algunos sistemas utilizan un procedimiento de sales fundidas como medio de almacenamiento térmico para extender la operatividad diaria del sistema y permitir la generación de electricidad también durante períodos nublados o durante la noche. Las tecnologías más comunes de TCS necesitan agua de refrigeración. Este requisito puede hacer imposible su aplicación en zonas secas.

del sol a tubos. Espejos móviles con geometría parabólica concentran la radiación solar sobre un sistema receptor (tubos especiales de cristal). La radiación aumenta la temperatura de aceite sintético como fluido de trabajo que circula dentro el sistema receptor. Por medio de un intercambiador de calor se produce vapor de agua sobrecalentado que por su parte mueven unas turbinas de vapor (ciclo Rankine). El sistema de antena parabólica /" disco parabólico” (dish engine system) recoge la luz del sol a través de una ronda de colectores solares parabólicos, pequeñas unidades independientes con reflector parabólico habitualmente conectado a un motor Stirling situado en el foco, que genera la electricidad. Véase la foto abajo.

La tecnología de concentración solar (TCS) se compone de tres sistemas diferentes. El sistema de concentradores cilindro-parabólicos, comúnmente conocido como la "huerta solar" (solar farm), utiliza espejos parabólicos para reflejar la luz

El sistema de "torre de energía" utiliza un campo de helióstatos que siguen la posición del sol en todo momento y orientan el rayo reflejado hacia el foco colocado en la parte superior de una torre montado en el centro del parque que utiliza de vapor saturado o aire comprimido que es inyectado directamente en una turbina de gas operando según un ciclo termodinámico Brayton.

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anexo II). Así se puede ver que existen:

La planta más grande en construcción o en preparación de construcción es la planta de generación de Madinet Zayed de los Emiratos Árabes Unidos que tiene 100 MW.

- Tecnologías de aprovechamiento de la biomasa para generar electricidad ya sea a través del uso directo de desechos forestales o pelets, para alimentar gasificadores que permiten aprovechar con una mayor eficiencia la biomasa en procesos de accionamiento de motores - tienen un alto potencial. - Los bioaceites que orientados a la escala local y para la atención de demandas energéticas, aisladas, dispersas, bajo la forma de producción de aceite vegetal (y no producción de biodiesel o etanol) que sirva como combustible. De antemano se descarta opciones como el biodiesel a gran escala, pues actualmente no generan un cambio sustancial en la matriz energética, sino más bien la vuelven más inestable, porque la ecuación de producción – uso de la energía, es completamente desfavorable al medio ambiente, y a la producción de alimentos.

2.2.2 Eólica A fines del año 2011 la capacidad instalada de energía eólica será de 200 GW a nivel mundial, la mayor parte en la China que está instalando más que 10 GW por año. El factor de planta de las capacidades instaladas varía de 15% a 50%. El factor depende de la calidad del régimen de viento. La cantidad de energía que el viento lleva aumenta en un factor de dos a medida que aumenta su velocidad y es proporcional a la masa de aire que pasa por el plano de la zona barrida por los rotores. Como la potencia es la energía (trabajo) que se produce en un periodo de tiempo dado, la potencia del viento aumenta en un factor de tres con el aumento en la velocidad del viento. (13)

El empleo de la biomasa para producir electricidad puede ser importante en el norte del país, donde se ha visto que existen la mayor cantidad de sistemas aislados que utilizan diesel, un combustible caro, contaminante, e importando y que exige fuertes subsidios para mantener su precio.

Las turbinas modernas comienzan a producir energía a partir de una velocidad de viento de 3,5 metros por segundo y llegan su producción máxima de generación a partir de una velocidad de 11 metros por segundo. Una vez que la velocidad llega a 25 metros por segundo, la turbina se para por razones de protección de la turbina.

Con el fin de responder a una demanda de pequeñas unidades de energía de biomasa centralizada, han sido identificadas en Bolivia las siguientes tres tecnologías alternativas: i) gasificación con motores diesel, ii) gasificación con motores Stirling y iii) incineración de la biomasa en combinación con motores de vapor. Estas tecnologías se describen más en anexo.

La configuración de la mayoría de las turbinas eólicas actualmente disponibles es de eje horizontal, con rotor de tres palas, orientación contra el viento, y un sistema de viraje activo que mantiene el rotor orientado hacia el viento. La diferencia más grande está en el tipo de generadores que se utilizan: generadores de imanes permanentes (direct drive) y generadores que utilizan engranajes.

Considerando que estas tecnologías se centran principalmente en la producción de energía basada en los residuos de los productos de biomasa, cabe resaltar que, siempre que sea posible, el uso directo de biomasa para satisfacer la demanda de calor es la solución menos costosa. Aquí se puede mencionar la utilización de cáscaras de castaña como combustible para las máquinas de procesamiento de la nuez de castaña (es decir, la caldera) o con fines de secado.

Las turbinas a escala comercial son turbinas de medio y gran tamaño cuyo rango va de 500 kW a 7 MW. Los rangos hasta 2 MW sirven para parques eólicos instalados sobre tierra, los tamaños más grandes son para instalaciones en el mar. Para Bolivia muy probablemente el tamaño de 1.5 MW es el tamaño más adecuado. El tamaño de los rotores de 2 MW plantearía problemas muy grandes en el transporte.

La gasificación de la biomasa está todavía en desarrollo y hablando conservadoramente sólo ha producido comercialmente tecnologías de plataforma basado en un tipo reducido de combustible de biomasa (por ejemplo, virutas de madera) que puede producir el

2.2.3 Tecnologías de Uso de Biomasa En el uso de la biomasa, existen una serie de tecnologías desarrolladas a nivel internacional, pero aún no desarrolladas completamente en el país (ver

(13) El factor de planta (también llamado factor de capacidad o factor de carga) de una central eléctrica es el cociente entre la energía real generada por la central eléctrica durante un período (generalmente de forma anual) y la energía generada si hubiera trabajado a plena carga durante ese mismo período, conforme valores nominales de la planta.

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gas con una calidad (grado de pureza) que permita la utilización en el interior de motores de combustión y turbinas de gas. Sin embargo, las tecnologías de gasificación de hoy pueden ofrecer soluciones comercialmente disponibles que producen gases que pueden quemar directamente para producir calor (por ejemplo, en cámaras de combustión) que luego pueden ser utilizados para producir electricidad a través de, por ejemplo, turbinas de vapor o motores Stirling. Las turbinas de vapor normalmente requieren unidades centralizadas bastante grandes, de más de 10 MW de potencia y está inmediatamente fuera del ámbito de aplicación de la presente evaluación mientras que el segundo está disponible en una escala pequeña, como se indica en el anexo. La combustión directa de cáscaras de nuez de castaña puede ser un problema debido a la baja eficiencia y alta emisión de humo. A través de la gasificación, las conchas pueden ser convertidas a gas que alimenta a un quemador que suministra agua caliente a la fábrica de castañas. La ventaja del proceso de gasificación de corriente

normalmente (i) el costo económico, (ii) el costo financiero, y (iii) el costo financiado de la producción. El costo económico incluye todos los costos negativos externos (sobre todo el costo de las emisiones); el costo financiero incluye los costos del mercado, es decir incluyendo impuestos; el costo financiado toma en cuenta el costo específico del financiamiento (capital propio y préstamos), es decir el costo de producción real para un inversionista privado. Para los fines de la política energética, es suficiente calcular los costos económicos. En Bolivia el costo de las emisiones de CO 2 es el costo externo más importante de las plantas de diesel (el ruido es otro) y de gas natural. Debido a que el Gobierno de Bolivia no tiene previsto monetizar los costos de las emisiones, no se incluye el valor de las emisiones ni en el cálculo de los costos de producción convencional, ni en el cálculo de los beneficios de la energía renovable.

Grid Connected

Wood Chips Electricity

Waste Wood Pyrolysis Oil

Combustion Chamber

Off-Grid Distributed Generation

Stirling Engine

Cooling

Biogas Heating

Water-borne Heating

Other Waste

ascendente es que los residuos de biomasa no homogénea se convierten en un gas homogéneo con un nivel considerablemente más elevado de aplicación.

2.3 Costos de Generación 2.3.1 Metodología: costos económicos de generación y previsiones de la evolución de costos Para la evaluación comparativa de los costos de generación de proyectos de energía se calcula

Debido a esto, los costos económicos son idénticos a los costos financieros de las tecnologías de energía renovable y a los costos de la energía convencional una vez que el Gobierno de Bolivia tome la decisión de eliminar los subsidios a los precios de combustibles. Como regla de oro se puede decir de que el costo financiado de los proyectos de energía renovable es 40% (grandes proyectos) hasta 60% (pequeños y medianos proyectos) superior al costo financiero.

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Teóricamente, la tasa de descuento a utilizar para los cálculos económicos es equivalente al costo de oportunidad del capital en Bolivia: la tasa interna de retorno de las inversiones marginales que se puede hacer con el capital disponible en el país. El Banco Mundial utiliza una tasa de 10% a 12%. Una tasa alta perjudica la competitividad de energía renovable debido al alto peso del costo de inversión en el costo total de producción. En la medida en que no se toman en cuenta los beneficios ambientales de la energía renovable, la tasa de descuento utilizado es de 6 por ciento. Costo económico referencial: generación de electricidad a partir de gas natural y de diesel La generación de electricidad utilizando tecnologías de energía renovable reemplaza la generación de plantas de gas (en el SIN) y la producción de generadoras a diesel (en las redes aisladas). Debido a los subsidios a los precios del gas y del diesel en las plantas de generación, se hace necesario identificar los precios económicos de los combustibles.

inversión = $US 800/kW; factor de planta = 85%; vida útil = 30 años; costo de operación anual sin combustible = 8% al costo de la inversión inicial; eficiencia de conversión = 45%. El costo de producción llega á 8,4 $US centavos por kWh (=5,6 eurocentavos). El costo financiero al precio subvencionado de gas es 2,8 $US centavos por kWh (=1,9 eurocentavos). Para el cálculo del costo de producción de una planta a diesel, se utilizó los siguientes supuestos: (i) En mayo 2011, el costo ex-puerto de exportación del diesel en el mercado internacional era $US 700/ tonelada métrica para la calidad IFO180, se estima que los costos de trámites y de transporte hasta las plantas de generación en Bolivia añaden otro 30 por ciento al precio; (ii) costo de inversión = $US 1.700/kW; (iii) factor de planta = 70%; vida útil = 15 años; costo de operación anual sin combustible = 5% al costo de la inversión inicial; consumo de combustible = 0,26 litros/kWh. El costo económico de la generación llega a 24 $$US centavos por kWh (=16,3 eurocentavos).

Tabla 1 : Precios de Gas

Fuente: NIRAS, en base a nota de la Prensa nacional, Abril 2011

Para el cálculo del costo de producción en las plantas de gas, se utiliza el promedio de los precios de exportación de gas, es decir $US 8 por millón de BTU. El precio es equivalente a $US 303 por 1000 metros cúbicos de gas (1 metros cúbico = 40 MJ; 1 millón BTU = 1,055 GJ).

La curva de aprendizaje para nuevas tecnologías Los precios de “tecnologías nuevas” bajan más rápidamente durante el tiempo que los precios de “tecnologías maduras” utilizadas para fines similares. El precio real (evolución en el precio nominal menos la tasa de inflación) de nuevos modelos de una tecnología madura baja en promedio 1 a 1,5 por ciento por año. Tecnologías nuevas, que encuentran un mercado en crecimiento, bajan mucho más. Debido a esto, el estado de nuevas tecnologías de energía se mueve durante el tiempo de una posición de "semicomercialidad" (requiere subsidios para encontrar un mercado) hasta un estado de “competitividad libre” en los mejores de los casos. Las tecnologías en Bolivia comprenden tecnologías maduras (hidroelectricidad, biogás), tecnologías semi-maduras (eólica, energía solar fotovoltaica), tecnologías entre casi-comercial y la fase de introducción" (gasificación de biomasa) y tecnologías en la "fase de introducción" (energía solar concentrada). Debido a las perspectivas de un cambio en los precios absolutos y relativos durante el tiempo se calcula para las tecnologías semi-maduras

Para el cálculo del costo de producción de una planta a gas, se utilizó los siguientes supuestos: costo de

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y nuevas dos precios de producción: uno para el año 2013 y otro para el año 2020. La previsión de la reducción de costos se basa sobre estimaciones de ingeniería y sobre la teoría de “la curva de aprendizaje”. La curva postula una relación entre el ritmo de la reducción de costos de una nueva tecnología y el crecimiento en el mercado de la tecnología. El gráfico (del sexto programa de investigación de la UE) muestra para la energía eólica y para las turbinas de gas una reducción de 20% en el costo de generación para cada duplicación del mercado hasta una capacidad instalada de10 GW, después por cada duplicación de las ventas anuales se ve una reducción de 10% en los costos. El costo de producción por MWh de la energía eólica (para un régimen de viento determinado) bajó 75% entre 1980 a 2000; después, el ritmo de reducción de costos se

Entre 2003 y 2006, el precio por MW instalado en Egipto y en Marruecos aumentó de 0,9 millones de euros a 1,5 millones de euros. Los precios de la energía fotovoltaica subieron debido al alza extremamente rápida de la demanda alemana y española que condujo a una escasez de silicio y creó un “mercado de oferta”. En 2002, el precio del sistema llave en mano para la construcción integrada de la energía fotovoltaica en la UE fue de 4,5 a 5,3 euro/W. En 2007 el precio llegó a 7 euro/W. (14)

2.3.2 Sistemas fotovoltaicos aislados La estructura de costos de la energía solar en sistemas fotovoltaicos aislados de potencia tipo de 55 Wp (el tamaño más difundido en Bolivia) se muestra en el cuadro siguiente; para estos costos se calculó el costo anual equivalente (CAE) usando una tasa de descuento

Tabla 2 : Costos Típicos para un Sistema Fotovoltaico Doméstico del tipo 55 Wp

del 6%. Considerando los diferentes valores de radiación solar en Bolivia, se ha calculado el costo de producción de energía a nivel de uso final (considerando las pérdidas de almacenamiento y distribución). Así se puede ver que el costo de la energía fotovoltaica estaría entre 1,86 $US/kWh y 1,14 $US/kWh (=1,24-0,76 euro) para rangos de radiación solar entre 4 y 6,5 kWh/m2/día.

ralentizó. El costo de de la energía solar fotovoltaica tenía una evolución similar. Todas las previsiones económicas son inciertas. Factores de coyuntura pueden temporalmente cambiar la evolución en los precios. Los precios de las turbinas subieron debido a tres factores de presión económica: fuertes aumentos en los precios de metales, escasez de capacidad en la fabricación de turbinas de viento (particularmente para componentes) y la consolidación de la industria de turbinas eólicas, que hasta entonces había operado con márgenes de beneficio estrechos.

(15)

(14) BIPV. Building Integrated PV. (15) Si bien el costo por kWh producido es alto, comparando con la red eléctrica u otras opciones, en el caso de sistemas fotovoltaicos aislados, normalmente la comparación se realiza a nivel de inversión total (por ejemplo la extensión de la redes rurales tiene un costo de $US 1300 por conexión nueva).

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Gráfico 8 : Costo de Energía Sistemas Fotovoltaicos Aislados 55 Wp

ciudades del mundo. Una instalación en La Paz es mucho más productiva que en otras partes del mundo. Inclusive una planta fotovoltaica en el oriente boliviano, tendría un rendimiento similar a una planta en Sevilla – España, catalogada como una de las regiones con mayor potencial solar en Europa.

2.3.3 Energía solar para autoconsumo y venta a la red El potencial solar en Bolivia para la generación de electricidad con sistemas fotovoltaicos para inyectarla a la red, es altamente ventajosa si se compara la producción de una planta de 1 kWp en diferentes

Tabla 3 : Comparación de Producción de Electricidad con Generadores Fotovoltaicos: 1 kWp

Radiación media horizontal kWh/m2/día

Generación media FV diaria kWh/kWp

Producción FV anual kWh/kWp (*)

La Paz – Bolivia

6,78

5,77

2104

Lima – Perú

5,84

4,87

1778

Sevilla – España

4,81

4,42

1612

Quito – Ecuador

5,06

4,11

1502

Belem – Brasil

5,02

4,09

1491

Lyon – Francia

3,31

2,95

1077

Múnich – Alemania

3,14

2,89

1054

Ciudad

(*) Datos simulados con PVSYS con base a radiaciones mensuales promedio, con inclinaciones óptimas para generación anual. Fuente: Generadores Fotovoltaicos Conectados a la Red. Potencial en Bolivia. ENERGETICA 2011

Una planta de 1 kWp en La Paz, rinde prácticamente el doble que una planta de la misma potencia en Alemania, más del doble que en Holanda y, en el caso de España, al menos 30% adicional.

los impuestos correspondientes, de una instalación de 2,7 kWp que actualmente funciona en ENERGETICA desde hace 2 años y que permite ver la productividad de energía y los costos reales de la misma.

Para el cálculo de los costos de producción se han utilizado costos reales puestos en Bolivia, incluidos

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Tabla 4 : Costos de un Generador Fotovoltaico Conectado a la Red. 2,7 kWp Vida útil

CAE $US/año

10.368

414,72

Inversor Sunnyboy

2.679

133,95

Estructura metálica

1.838

73,52

Instalación

686

27,44

Cables, conectores

135

5,40

Rubros

Costo $US

Paneles fotovoltaicos 2,7 kWp

Total $US

15.706

655,03

Fuente: Generadores Fotovoltaicos Conectados a la Red. Potencial en Bolivia. ENERGETICA 2011

Como se puede observar el mayor peso de la inversión se encuentra en los paneles fotovoltaicos, los mismos que representan el 66% de la inversión total.

en diferentes lugares del país. Los rangos estudiados corresponden a intervalos de 0,5 kWh/m2/día, desde 4 kWh/m2/día, hasta 6,5 kWh/m2/día. (16)

Para el cálculo del costo de producción, se realiza un cálculo de producción en función de la radiación solar Gráfico 9 : Distribución de Costos GFVCR

(16) Si bien el potencial solar en Bolivia alcanza en algunas zonas valores entre 6,5 y 9 kWh/m2/día), no es una situación extendida, por tanto, aunque es posible calcular los costos de producción de energía, pero no serían muy representativos para comparaciones generales.)

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Gráfico 10 : Costo de Producción Generador Fotovoltaico 2,7 kW

Fuente: Generadores Fotovoltaicos Conectados a la Red. Potencial en Bolivia. ENERGETICA 2011

Los costos de producción de electricidad con este GFVR (Generador Fotovoltaico Conectado a la Red) estarían entre 0,19 $US kWh y 0,12 $US/kWh (11,3 a 8 eurocentavos) para rangos de radiación de 4 kWh/m2/día a 6,5 kWh/m2/día respectivamente.

2.3.4 Plantas de energía solar fotovoltaica produciendo exclusivamente para la red Las plantas de energía fotovoltaica muestran economías de escalas hasta un tamaño de 10 MW, aunque siempre existen economías de poder de compra casi sin límite. La tabla siguiente muestra las estimaciones para el costo de inversión de un sistema de 3 kW y de 5 MW (sin el costo de conexión a la red), en los años 2013 y 2020 respectivamente. Tomando las estimaciones de la generación de kWh por kW instalado de la tabla siguiente, y un costo de operación anual equivalente á 2% de la inversión original, y una tasa de descuento de 6%, se calcula un costo de generación para una planta de energía fotovoltaica de 5 MW conectada a la red de 9,1 a 12,7 euro centavos por kWh en el año 2013 y de 5,5 a 7,7 euro centavos por kWh en el año 2020. Sin embargo, hay que tomar en cuenta las diferencias cualitativas. Por un lado, la generación de una planta de energía fotovoltaica conectada a la red es inferior al valor de la generación de una planta a gas, debido de que la planta de gas puede aumentar o reducir su producción en cualquier momento. Por otro lado, la generación de la planta de energía fotovoltaica, si es conectada a una red de distribución, tiene un valor más alto debido a la reducción de pérdidas en el transporte de energía.

Respecto a las tarifas eléctricas vigentes al consumidor final, se observa que en la categoría domiciliaria está entre 7 y 10 centavos de dólar; mientras que en la categoría general se tienen tarifas entre 11,5 y 14,4 centavos de dólar en aquellos departamentos conectados al SIN, mientras que para sistemas aislados se encuentra entre 11,8 y 24 centavos de dólar la tarifa. Sin duda que los sistemas fotovoltaicos conectados a la red, podrían desde ya tener oportunidades en estos casos.

Tabla 5 : Precios de Inversión Sistemas de Energía Solar Fotovoltaica

Precios de Inversión Año 2013, miles de euro

3 kW 8,2

5 MW 11.000

Año 2020, miles de euro

5,3

6.700

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Tabla 6 : Costo de Generación por kWh Energía Fotovoltaica Conectada a la Red

Energía fotovoltaica solar 5 MW Radiación kWh/m2/día 6,0 a 6.6 (La Paz) 5,4 á 6,0 (Cochabamba) 4,5 á 5,1 (tropical: Guayaramerín)

Generación anual kWh/kw 2100 1700 1500

Costo de generación 2013 Euro cents/kWh 9,1 11,2 12,7

Costo de generación 2020 Euro cents/kWh 5,5 6,8 7,7

consecuencias es la baja más rápida en los precios de inversión en los sistemas de energía fotovoltaica solar.

2.3.5 Plantas de energía solar concentrada Los costos de inversión de las plantas de energía solar concentrada son todavía bastante elevados: de 4.000 a 5.000 euros por kW instalado. Los costos de generación por kWh dependen de la calidad de la irradiación directa; en el Altiplano el costo debe ser por lo menos 15 euro centavo por kWh. Los expertos en energía solar concentrada tienen gran confianza en la perspectiva de una baja apreciable en los costos de generación hasta el año 2020.

2.3.6 Aerogenerador aislado de 400 W Los costos de energía eólica de pequeños aerogeneradores aislados con potencias hasta de 400 W los cuales generan en 12 VDC y normalmente cargan baterías de donde se extrae la energía necesaria, se calculan a continuación. La estructura de costos se muestra en el cuadro siguiente, para los cuales se calculó el costo anual equivalentes (CAE) usando una (17) tasa de descuento de 6%

Las tres tecnologías de concentración solar, si bien presentan diferencias de costos en la primera fase de implantación, proyectan posteriormente costos de producción muy similares. Pero hay que ver si la curva de aprendizaje será tan fuerte como para la energía

Se ha calculado el costo de producción de energía a nivel de uso final (considerando las pérdidas de almacenamiento y distribución), y sobre una variedad de velocidades de viento en promedio anual.

Tabla 7 : Costos Aerogenerador de 400 W Rubros Aerogenerador 400 W Batería 200 Ah Regulador electrónico Instalación Accesorios 3 luminarias 11 Wp CFL Transporte Juego de Cables Estructura y poste Total $US

Costo $US 1000 300 30 100 150 54 80 70 150 1934

Vida útil 10 4 10 25 10 4 25 25 25

CAE $US/año 13 5,87 86,58 4,08 7,82 20,38 15,58 6,26 5,48 11,73 293 ,78

Fuente: Costos de la energía renovable en sistemas aislados. ENERGETICA. 2010

Así se puede ver que el costo de la energía eólica estaría entre 6,25 $US/kWh y 0,47 $US/kWh para rangos de viento entre 2,7 m/s y 6,3 m/s de promedio anual.(18)

fotovoltaica solar. Por el momento, la expansión anual en la capacidad instalada de la energía fotovoltaica solar es muy superior a la expansión anual en la capacidad de la energía solar concentrada. Una de las

(17) Para el cálculo se ha asumido que el sistema alimenta una vivienda con una estructura típica de un sistema fotovoltaico de 12 VDC. Aunque tienen una mayor disponibilidad de energía, este excedente se supone que se lo utilice para otros usos, por ejemplo un inversor para alimentar cargas en AC.). (18) Para el cálculo se ha utilizado las curvas de producción de energía del aerogenerador AirX de Southwest Wind-power de 400 W que tiene una producción media de 38 kWh/mes a 5,4m/s de velocidad media anual.).

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Gráfico : Costo de Energía Sistema Eólico Aislado de 400 W

para plantas de 20 MW y de 1,9 hasta 4,0 euro centavos para plantas de 50 MW en el año 2013, y de 1,7 a 3,6 en el año 2020.

2.3.7 Parques eólicos produciendo para la red La siguiente tabla muestra la generación de MWh por MW de capacidad de energía eólica instalada como función de la velocidad de viento, e indirectamente de la altura: el peso del viento en el Altiplano es 30% inferior al peso del viento a nivel del mar (1.25 kg/m3). Velocidad de viento Generación anual MWh/MW (40 m de altura)

11,0 10,0 9,0 7,5 7,5 9,0

Estos costos no incluyen los costos adicionales para el sistema del SIN. Los costos asociados con el mantenimiento del equilibrio de la carga en la red después de una integración de energía eólica a gran

20 MW 50 MW 50 MW (€1100/MW) (€1000/MW) (€870/MW) euro cents/kWh euro cents/kWh euro cents/kWh

4.400 3.900 3.500 3.000 Altiplano: 2.010 Altiplano: 2.345

2,3 2,6 2,9 3,4 5,0 4,3

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

1,7 1,9 2,1 2,4 3,6 3,1

N.B. Tasa de cambio: 1 euro = 1,3 $US

Las inversiones en los parques eólicos tienen economías de escala relativamente altas. La tabla muestra el costo de inversión de plantas de 20 MW y de 50 MW en el año 2013 (€1100/kW y €1000/kW respectivamente) y la previsión de un costo de inversión de €870/kW de una planta de 50 MW en el año 2020 (asumiendo una baja en el precio de 2 por ciento anualmente entre 2013 y 2020). Con un costo de operación anual de alrededor de 2,5 por ciento con respecto a la inversión inicial, se llega a un costo de producción de 2.3 á 5.0 euro centavos por kWh

escala varían de 0,5 a 4 € / MWh en los países de la IEA. Debido a la importancia de las plantas hidroeléctricas en el sistema del SIN – sobre todo en el futuro – se puede estimar de que los costos en Bolivia serán alrededor de 0,5 euro por MWh (19) Los costos de la inversión para el fortalecimiento de la red de transmisión y de distribución dependen de la calidad original de la red y de la ubicación del recurso eólico frente a los centros principales de consumo. En los países de la IEA, estos costos están entre 50 a 130 euros por MW de capacidad instalada.(20)En Bolivia,

(19) Fuente: IEA” Energy Technologies at the Cutting Edge”, 2008.). (20) Fuente: IEA” Energy Technologies at the Cutting Edge”, 2008).

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muy probablemente, el costo es cerca de 130 euro por MW; con un impacto de 0,2 á 0,4 euro centavos por kWh de generación.

2.3.8

Micro Centrales Hidroeléctricas

El estudio ‘Planificación Energética Rural’ de Ruths indica que, para áreas con un potencial específico superior a 100 GWh/km2/año, los costos de inversión media en micro centrales hidroeléctricas (sin incluir líneas de transmisión), pueden estar en 1.000 $US/kW, con costos de energía entre 5 y 10 ctv. $US/kWh. En áreas con potencial de 50 a 25 GWh/km2/año, los costos de inversión podrían alcanzar entre 1.500 y 2.500 $US/kW. Finalmente en zonas con potencial entre 25 y 1 GWh/km2/año, los costos de inversión suben a valores críticos entre 2.500 y 5.000 $US/kW. Una otra estimación (21) para centrales de 100 kW estima el costo de inversión total en 3000 $US/kW. Considerando costos de operación y mantenimiento anuales equivalentes al 5%, depreciación de 4% anual y costos tributarios de 1% y un factor de planta de 0,6, el costo de generación estimado es de 57 $US/MWh. El detalle se muestra a continuación.

Además hay que tomar en cuenta que las variaciones en la velocidad del viento – y el riesgo de una generación de cero MWh durante algunos días - reduce el valor de la capacidad instalada para el SIN. Estimaciones en los países de la IEA concluyen que el valor de capacidad es de 30-40 por ciento de la capacidad instalada de un parque eólico hasta una penetración de 20 por ciento; el valor se reduce rápidamente con penetraciones mayores. Sin embargo, solamente el valor del combustible de gas ahorrado por la inyección de energía eólica en el SIN, se puede estimar a 5 euro centavos por kWh producida.

Tabla 8 : Costos de Generación de una Micro-central Hidroeléctrica Descripción Potencia del la MCH Costo de Inversión Inversión Total Costos de Operación & Mantenimiento Costos tributarios Depreciación de activos Costos totales Calculo de la energía producida Factor de planta Producción anual de energía Costo de la Energía

Cantidad 100

Unidad kW

3.000 300.000 1.5000 3.000 12.000 30.000

$US/kW $US $US/año $US/año $US/año $US/año

0,6 525.600 0,057 57

Observaciones Incluye obras civiles, eléctricas y líneas de transmisión cortas (5% de la inversión al año) (1% de la inversión al año) (4% de la inversión al año)

kWh/año $US/kWh $US/MWh

Fuente: Análisis rápido de la interconexión de MCH´s al SIN. ENERGETICA.2009

costo de la inversión inicial, el costo económico de la generación de las primeras cinco plantas se encuentra entre 2,4 $US centavos por kWh (S. José) á 5,3 $US centavos por kWh (Rositas). Estos costos de producción son extremamente competitivos y permitirían contratos de exportación hacia el Brasil.

2.3.9 Centrales Hidroeléctricas Medianas y Grandes A continuación se muestran los costos de inversión de diferentes plantas, a nivel de plantas hidroeléctricas medianas y grandes. Utilizando los supuestos de una vida útil de 40 años y costos de operación anual equivalente á 3% del

(21) Análisis rápido de la interconexión de MCHs al SIN. ENERGETICA

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Tabla 9 : Costos de Plantas Hidroeléctricas Proyectadas Planta Hidroeléctrica Misicuni, fase 1 S. José, Fase Tangara, Vilcara Río Unduavi Rositas MCH Yata

Inversión (millones $US)

Potencia (MW)

103 102 357 65 1.231 3.015

40 69.4 167,3 45 400 2

Inversión ($US/kW)

Factor de planta

2.557 1.468 2.135 1.454 3.078 1.507

66% 74% 60% 54% 70% -

Fuente: Política Hidroenergética en Bolivia. Enrique Gómez. CEDLA 2010. La Paz

Rellenos sanitarios En base a los proyectos considerados, se obtuvo un promedio de inversión requerida de $US.047 por kW de potencial. En este sentido, para implementar los proyectos correspondientes en los cuatro rellenos sanitarios mencionados con un potencial total de 7,383 MW, se requeriría una inversión de aproximadamente $US 15 millones. Como en el caso de los proyectos de captura y quema de metano de lagunas, en este sector la viabilidad de estas iniciativas de aprovechamiento del biogás generado en rellenos está sujeta a la posibilidad de comercializar las reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero, caso contrario, estos proyectos son inviables.

2.3.10 Energía de biomasa en ingenios, lagunas y rellenos sanitarios Inversión estimada para ingenios En base a datos proporcionados por Guabirá Energía S.A. se estima que se requieren aproximadamente entre 600 a 1500 dólares americanos de inversión por kW de potencia, dependiendo de la necesidad de compra de calderas nuevas. Tomando esta relación se concluye que para implementar la tecnología para aprovechar 70 MW de potencial a nivel nacional se requeriría una inversión de entre 42 a 105 millones de dólares americanos.

Tabla 10 : Inversiones estimadas para generación en ingenios

Lagunas De los proyectos de este tipo en la región, solamente el proyecto de la industria del aceite de palma de Guatemala cuenta con información de costos. Para este proyecto, se requirió una inversión de $US 2.951 por kW de potencial. Tomando esta relación, para implementar el potencial de generación en las tres plantas mencionadas, se requeriría una inversión de alrededor de $US 27 millones. Sin embargo, es importante tomar en cuenta que este valor se ha calculado en base a la información de un proyecto de la industria del aceite de palma, de manera que es posible que no sea muy representativa para el caso de plantas de tratamiento de aguas residuales domésticas en Bolivia. Las dificultades encontradas por el proyecto de quema y captura de metano de SAGUAPAC en Santa Cruz, han desincentivado posibles proyectos de aprovechamiento de metano en plantas de tratamiento en el país. En cuanto se mantenga la política de no ingresar a los mercados de carbono este tipo de iniciativas son prácticamente inviables.

2.3.11 Biodigestores Hace casi 20 años atrás se inició la tecnología de la biodigestión anaerobia en Bolivia. Sin embargo, por la limitación técnica de la época, los equipos se construían con materiales convencionales y un biodigestor familiar alcanzaba a un costo entre 3.000 $US y 4000 $US. Actualmente, los biodigestores, con una nueva tecnología basada en el uso de plásticos, han bajado en casi 10 veces sus costos y ha iniciado un proceso de difusión que permite prever un uso amplio. Transformando los desechos orgánicos en energía (biogás) y biofertilizantes además de ser una alternativa real para el tratamiento de desechos orgánicos, los biodigestores tienen un amplio campo de aplicación en el área rural, sobre todo en familias que tienen pequeños hatos de ganado.

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Solo en el pasado año se han instalado casi medio millar de unidades domésticas.

MW, dependiendo de las leyes y regulaciones locales. En comparación con el uso de combustibles fósiles, el contenido energético de los materiales de residuos de biomasa, como los depósitos, es casi la mitad del contenido de energía de fuel oíl o el gas natural y, además, la densidad de masa de la biomasa es relativamente baja. Esto indica que el material de la biomasa en forma de depósitos es más adecuado para las unidades de pequeña escala.

2.3.12 Energía utilizando desechos forestales El costo de generación de biomasa muestra grandes variaciones- desde €25 a €220/MWh en los países europeos. La gran diferencia entre los costos de generación se explica por (i) las fuentes de biomasa (residuos forestales, monte bajo de ciclo corto, paja, residuos animales, etc.), (ii) los procesos de conversión de la transformación (co-combustión, gasificación, etc.) y (iii) por la diferencia en los tamaños de inversión (los tamaños de plantas de biomasa varían en un factor de 200).

Uno de los aspectos positivos de la energía de la biomasa en comparación con, por ejemplo, la energía eólica y energía solar es la disponibilidad de 24 horas al día, y como tal se puede utilizar para compensar la variabilidad en la producción de energía solar y de vientos. Sin embargo, debido a los considerables costos de inversión y la eficiencia eléctrica relativamente baja, normalmente es más factible el diseño de las unidades de la biomasa para cumplir con una cierta carga base de la demanda de calor (hasta 8 meses al año), donde se considera la producción de electricidad con relación al producto. La presente nota propone tecnologías apropiadas de la biomasa para Bolivia dentro de los horizontes temporales siguientes:

Como regla general, las tecnologías alternativas, como la gasificación de la biomasa son más factibles que las tecnologías convencionales de combustión de la biomasa para la demanda de energía por debajo de aprox. 5 MWe. Para demandas de potencia superiores a 10 MW, las tecnologías convencionales de la biomasa son generalmente más factibles. Esto se explica fundamentalmente por los costos de inversión inicial relativamente altos de las tecnologías convencionales de combustión de biomasa que son más o menos el mismo para una central eléctrica de 5 MW y una central eléctrica de 10 MW.

Para potencias entre 5 y 10 MW la situación económica depende de varios factores como la disponibilidad de recursos y la distancia a la biomasa adecuada. Con respecto a la planificación y permisos, incluidos los requisitos para las evaluaciones ambientales, a menudo es más fácil establecer las unidades de energías relativamente pequeñas y de centro - inferior a 10

Tecnologías de la biomasa disponibles en el mercado (0 - 3 años a partir de ahora) y Tecnologías de la biomasa en el futuro cercano (próximos 10 a 15 años)

Cifras clave de las tecnologías de la biomasa disponibles en el mercado Como referencia, la siguiente figura indica el costo de una serie de proyectos de cogeneración de biomasa en Dinamarca, ordenados por diferentes tecnologías y con poder menos de 10 MWe:

Gráfico 12 : Costos de inversión específicos de energía eléctrica de la biomasa

Fuente: Investigaciones Johanneum, Informe provisional

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En la siguiente tabla se resumen las principales cifras económicas y financieras para las tecnologías seleccionadas disponibles en el mercado: Tabla 11 : Cifras claves para conceptos de combustibles de biomasa producción combinada de calor y electricidad Ejemplos concepto Parámetros

Gasificación + Combustión Interna del motor (BWV)

Gasificación + Motor (22)

Stirling (Stirling.dk)

Motor de vapor tipotornillo (BIOS)

Electricidad de salida (kWe) Salida de calor (kWth)

1,000 2,500

140 560

710 4,750

Tipo de biomasa de combustible Inversiones [M€/MWe]

Astillas de madera ~ 45% humedad 4.2

Varios 35 - 55 % humedad 0.9

Varios 35-55 % humedad 2.8

O & M [M€/año] Operación anual [h] Eficiencia eléctrica

0.17 7000 25 %

0.04 6000 18 %

0.02 4000 13 %

Calor de la eficiencia Consumo de combustible

62 % 10, 750

72 % 1,800

85 % 8,600

(toneladas/año)* Consumo de combustible (MWh/año)

28,000

4,650

22,350

Producción anual de electricidad (MWh/año)

7,000

850

2,850

Producción anual de calor (MWh/año)

17,350

3,350

19,000

Comercial pero no fuera de la UE hasta el 2014

Comercial

CHP Base de carga de la

CHP Vapor para la industria y el proceso de la calefacción

Comercial pero solo algunos

Plazo Aplicación

Tamaño de área (kWe)

proyectos CHP Base de carga de la demanda de calor (vapor/agua caliente). Electricidad como por producto

700–4,500

demanda de calor (agua caliente). Electricidad como por producto 35–540

200–2,500 kWe

*Virutas de madera con una humedad del 45

Cabe señalar que las cifras en la tabla son referenciales, sujetas a su verificación en un estudio de viabilidad adecuada.

Información general con relación a las tecnologías de la biomasa en el futuro (próximos 10-15 años) Además de las tecnologías de aprovechamiento de biomasa que se mencionaron anteriormente, un gran número de tecnologías de la biomasa se están desarrollando en la actualidad. De estas, las siguientes han sido identificadas como posibles tecnologías de implementación futura en el contexto boliviano, tanto en una pequeña y gran escala: -

La gasificación de los residuos de la biomasa – Pyroneer (www.dongenergy.com) Gas Natural Sintético (SNG) a partir de la biomasa ( ) Los biocombustibles de segunda generación Inbicon ( ) BioGasol () Tecnología Orgánica de Combustible – OFT () Fluidos Súper Críticos – SCF ( )

Como estas tecnologías están aún en desarrollo y aún no son comerciales, ninguna cifra clave o parámetros económicos han sido incluidos en la presente evaluación. Para referencia, véase el resumen por separado en el anexo.

La gasificación de lodos de aguas residuales, TK Energía ( )

(22) http://viewer.zmags.com/publication/bd1b913c#/bd1b913c/26

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más económica que la generada por las plantas a gas. La energía solar se encuentra en el tercer lugar; pero es la única tecnología de utilización masiva en forma de generación de energía distribuida. En cuarto lugar se encuentran las plantas a bagazo con una tendencia a la baja en costos muy importante hacia el 2020.

3.3.13 Resumen y conclusiones sobre los costos de generación La tabla 12 muestra las plantas hidroeléctricas como la fuente más económica de generación en Bolivia; el potencial no solamente es grande, es también muy económico. Sin embargo, se debe subrayar, que el impacto negativo sobre el ambiente ecológico amazónico no está incluido en el cálculo de los costos. La energía eólica se encuentra en el segundo lugar; si no se toman en cuenta los costos adicionales impuestos al sistema del SIN por la energía intermitente, la energía eólica también se presenta

Se puede prever en el futuro a largo plazo - hasta el año 2050 - que la mayoría de las casas individuales y comerciales en Bolivia estarán equipadas con un sistema fotovoltaico para la generación de electricidad y de un sistema termo-solar para la calefacción de agua. Esta perspectiva futura es factible debido al nivel de los costos previstos.

Tabla 12 : Tabla comparativa de los costos de generación Tecnologías Plantas energía convencional Planta a gas, 100 MW Planta a diesel, 15 MW Central hidroeléctrica superior a 100 MW ER conectado al SIN Hidroeléctrica, 5 a 50 MW Planta fot ovoltaica, 5 Eólica, 50 MW Planta a bagazo, 15 MW Energía distribuida, voltaje bajo Fotovoltaica residencial, 3 kW Poblaciones aisladas Sistema fotovoltaico Micr -centrales hidroeléctricas Sistema termo -solar, inversión Sistema 2 m2, 200 litros Sistema 4 m2, 300 litros

Eurocentavos/kWh 2013 2020 5,6 16,3

5,6 16,3 1,6 a 3,5

9,1 a 12,7 1,9 a 4,0 13 1

2a5 5,5 a 7,7 1,7 a 3,6 81

8 a 11,3

5,2 a 7,3

76 a 124 49 a 81 3,8 a 7,6 3,8 a 7,6 eur eur 650 650 1000 1000

de bagazo como resultado de la producción de azúcar. La producción de pequeñas centrales hidroeléctricas sin presas (“run-of-the-river) depende del caudal del rio, que varía según el nivel de la precipitación durante el año y entre los años.

2.4 Impactos de Energía Renovable sobre la Operación del SIN 2.4.1 El problema de la fluctuación de energía eléctrica generada Una mayor incorporación de las energías renovables presenta un desafío al manejo del SIN debido a la falta de capacidad firme de las distintas clases de energías.(23) Cuando está operando, el equipo de generación de electricidad de un ingenio azucarero representa capacidad firme, pero este opera solamente durante los seis a ocho meses del año cuando tiene recursos

Durante el día, el nivel de producción de los sistemas de energía solar fotovoltaica depende de la intensidad de la radiación del sol, la cual es más alta a medio-día y se reduce si está nublado. Durante la noche estos sistemas no generan energía. La producción de los parques eólicos depende de la velocidad de los vientos. Las turbinas requieren una velocidad mínima de 3.5 m/s, logran la producción máxima de la capacidad del generador a partir de 10-

(23) Definición de capacidad firme: capacidad de generación que está disponible para inyectar energía a la red siempre y cuando la operación del SIN lo necesite durante un día.).

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a 11 m/s y se detienen si la velocidad del viento supera a 25 m/s para evitar daño a los molinos. La producción varía casi de segundo a segundo (variaciones mínimas), mucho más de una hora a otra y puede llegar a cero durante algunas horas o días.

· ·

El tema de la “capacidad firme” presenta un desafío tanto para el operador del SIN y para la Autoridad de Electricidad (la agencia reguladora), que aprueba los contratos de compra de energía y regula el mercado mayorista

· ·

2.4.2. Desafíos técnicos de la integración de la energía fotovoltaica Un panel solar sólo producirá potencia mientras haya suficiente luz solar. La generación de la capacidad de energía fotovoltaica solar conectada a la red se puede estimar utilizando las previsiones de tiempo hechas por el servicio meteorológico nacional. La previsión de 24 horas antes para cada hora de producción durante el día puede hacerse con bastante confiabilidad.

2.4.3. Desafíos técnicos de la integración de energía eólica ¿Cuánta energía eólica puede absorber el sistema del SIN y seguir siendo estable, dado que la cantidad de electricidad generada por turbinas de viento fluctúa? es la pregunta de todo emprendimiento eólico.

Las plantas de energía fotovoltaica solar de 1 MW y más están conectadas a redes de mediana tensión; los sistemas de 3 kW para casas individuales a redes de baja tensión. Un mayor uso de sistemas de PV tendrá un impacto significativo en el diseño, mantenimiento y operación de redes de distribución. Afortunadamente, los problemas no son mayores. Los resultados de investigaciones hechas en la Unión Europea concluyen lo siguiente: ·

Los desafíos para el SIN se puede dividir en los desafíos para el sistema de transmisión (inversión y control diario) y aquellos referidos al manejo de la generación convencional. En muchos casos, las mejores fuentes de recursos renovables se encuentran en zonas remotas, y se necesita transmisión adicional para transportar su producción a los centros de población. El primer desafío para el sistema de transmisión, antes de la entrada en operación de un parque eólico es de invertir en la conexión del parque a la red y en el fortalecimiento de la red. La operación del parque requiere una red local fuerte que puede soportar los golpes de la entrada y salida abrupta de la producción de los parques y una alta calidad de energía en la red – para evitar paros en la producción del parque. Para transmitir la electricidad producida por cada parque es necesario construir unas líneas de alta tensión que sean capaces de conducir el máximo de electricidad que sea capaz de producir la instalación. Sin embargo, la transmisión promedio será mucho más baja. Esto significa colocar cables 4 veces más gruesos, y a menudo torres más altas, para acomodar correctamente los picos de viento.

Sistemas fotovoltaicos de energía solar pueden soportar redes locales de electricidad, incrementar la calidad de la electricidad y reducir la necesidad de expandir la red. El perfil de producción a menudo tiene una buena correspondencia con el de la demanda; la producción es más alta cuando hay más demanda. En el caso de grandes concentraciones de electricidad solar en una red se puede encontrar problemas con incrementos no intentados en el voltaje.

Sin embargo, para la aplicación generalizada de sistemas fotovoltaicos hay que: · ·

dedistribución de baja tensión donde se espera tener una contribución importante de energía fotovoltaica; Problemas de armónicos; Aclarar los requisitos técnicos para la interconexión de la red y la solución de los problemas; Elaborar directrices y materiales de referencia para la conexión a la red de sistemas fotovoltaicos; Definir tanto para la red del SIN como para las instalaciones de energía fotovoltaicas los requisitos técnicos que garanticen la seguridad del operador del sistema fotovoltaico y la fiabilidad de la red de distribución.

Averiguar la capacidad del sistema de distribución de baja tensión para absorber la producción fotovoltaica; Definir el diseño futuro de redes

Debido a la falta de seguridad en la existencia de viento, la energía eólica no puede ser utilizada como única fuente de energía eléctrica. Por lo tanto, para salvar los "valles" en la producción de energía eólica

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es indispensable un respaldo de las energías convencionales. La operación de los parques induce a costos incrementales de la operación del SIN en términos de generación de respuesta rápida (“reserva en giro”), de generación de respaldo (“reserva incremental”) y en turbinas a gas que se ven obligadas a operar con menos puntos favorables en su curva de potencia (producción de energía). Cuando respaldan la eólica, las centrales de diesel o de gas no pueden funcionar a su rendimiento óptimo, que se sitúa cerca del 90% de su potencia. Tienen que quedarse muy por debajo de este porcentaje, para poder subir sustancialmente su producción en el momento en que disminuye el viento. Por tanto, en el modo "respaldo", las centrales térmicas consumen más combustible por kW/h producido. También, al subir y bajar su producción cada vez que cambia la velocidad del viento, se desgasta más la maquinaria. Felizmente, en Bolivia, el potencial de las plantas hidroeléctricas es bastante grande para permitir su utilización exclusiva como tecnología de respaldo. Sin embargo, una central hidráulica de represa sólo podrá producir mientras las condiciones hídricas y las precipitaciones permitan la liberación de agua.

Los costos incrementales para el SIN por MWh de producción de energía eólica tienen una curva de aumento si la penetración de la energía eólica avanza más allá de un 10% y crece mucho más cuando llega por encima de un 20%. Para la introducción de parques eólicos se debe analizar: · · · · ·

las necesidades de inversión en transmisión y en la conexión de los parques las necesidades de fortalecer las redes de transmisión/distribución los requisitos técnicos para la interconexión de la red; Los ajustes en el estilo de operación y la curva de aumento de los costos por MWh; Definir tanto para la red del SIN como para las instalaciones de energía eólica los requisitos técnicos que garanticen la seguridad del operador del sistema eólico y la fiabilidad de la red de distribución.

2.4.4 El desafió para la Agencia Reguladora por la fluctuación de energía eléctrica

La integración de la generación de los parques con la producción de las plantas de generación convencional en el SIN requiere sistemas de control capaces de garantizar un alto rendimiento de la supervisión general del sistema: para el seguimiento de carga, y de las reservas de regulación para mantener la fiabilidad del sistema dentro de los límites requeridos; y para el control de la red a distancia en todos los regímenes de funcionamiento.

Para su rol de aprobación de las tarifas y contratos, la agencia reguladora tiene que: · · ·

Para el operador del sistema, uno de los grandes inconvenientes de este tipo de generación, es la dificultad intrínseca de prever la generación con antelación. Dado que los sistemas eléctricos son operados calculando la generación con un día de antelación en vista del consumo previsto, la aleatoriedad del viento plantea serios problemas. Los costos para la operación del SIN relacionados a la integración de energía eólica se pueden reducir con previsiones fiables de la producción con 30 horas de anticipación; y con 2 a 3 horas de anticipación durante el día. Existen modelos de previsión en el mercado que han sido desarrollados específicamente para energía eólica, y que han mejorado la situación. Sin embargo, la fiabilidad de las previsiones tiene sus límites,

· ·

Determinar el valor para el SIN de la producción de plantas solares fotovoltaicos; Determinar el valor para el SIN de la producción de energía eólica; Determinar el valor para el sistema de distribución a bajo voltaje, de la producción de pequeñas instalaciones de sistemas fotovoltaicos; Elaborar las normas para los contratos de conexión; Determinar el principio para el cálculo de las tarifa para la conexión - tarifa baja (solamente el costo de conexión) o tarifa profunda (incluyendo las inversiones en el reforzamiento de la red).

Todas estas tareas son complejas y deben contar con el respaldo de profesionales con el suficiente conocimiento técnico, económico y financiero.

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lograr la diversificación de la matriz energética actual, en una matriz basada en energías renovables, lo que permitiría en el largo plazo dotarle de sostenibilidad al sector eléctrico del país. Este objetivo expresa que la generación de electricidad al 2015 tenga una participación del 75% de fuentes limpias.

Escenarios de Introducción para las ERs 3.1 El Contexto

El aprovechamiento de las ERs para la generación de electricidad en gran escala y su inyección en las líneas de alta y media tensión del SIN en Bolivia, es considerado por el Gobierno, como una medida para

ACTUAL 2011 476,4 714,2 21

TECNOLOGIA HIDROELECTRICAS (MW) TERMOELECTRICAS (MW) BIOMASA (MW) EOLICA (MW) GEOTERMICA (MW) TOTAL

1211,6

(%) 39% 59% 2% 0%

2015 683,4 994,2 21 50 100 100% 1848,6

(%) 37% 54% 1% 3% 5% 100%

Fuente: VMEEA (CNDC Plan óptimo de expansión)

En ese sentido se estima que las fuentes renovables paulatinamente se irán interconectando al SIN y por orden de importancia serán, la hidroeléctrica, la geotermia, la biomasa y la eólica. Aún no se contempla la interconexión de plantas solares (fotovoltaicas o térmicas) que generen electricidad para el SIN. Aunque el VMEEA está evaluando preliminarmente la posibilidad de generación de electricidad a partir de aprovechamiento solar.

MW y la demanda máxima en 2010 de 1010 MW, la demanda en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) creció a una tasa anual de 10,2% en energía y 7,4% en potencia. La expansión del parque de generación eléctrica alcanzará a unos 2000 MW aproximadamente en los próximos 10 años. De este parque se puede suponer que la energía hidráulica participaría con aproximadamente 1000 MW (lo que significa la incorporación de aproximadamente 6 centrales hidroeléctricas de diferentes tamaños, (24)algunas de ellas destinadas a desplazar el consumo de diesel en

La capacidad instalada en el país en 2011 era de 1211,6

(24) Centrales hidroeléctricas de Misicuni 80 MW, San José 127 MW, Miguillas 250 MW, Rositas 400 MW, Tahuamanu 6 MW.)

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hasta 5 MW (28) (Reporte Energía. Lunes 21 de Septiembre 2010.). Es importante, en todo caso, el disponer de mediciones en campo para la implementación de un parque eólico. Los datos del Mapa Eólico producido por la TDE, son indicativos y productos de simulaciones computacionales. Estos proyectos, sobre todo en el altiplano, podrían arrojar información valiosa sobre el comportamiento de los aerogeneradores a la menor densidad de aire, así como a los vientos peculiares de estas regiones.

el norte del país. En esta proyección no se encuentran incorporados los mega-proyectos hidroeléctricos, aunque de considerarse los mismos en el corto plazo, se debería incorporar también la discusión sobre los posibles impactos ambientales, alternativas, escalas y estrategias(25) para lograr un desarrollo sostenible de la hidroelectricidad con mínimos impactos sociales y ambientales. En geotermia se espera iniciar con un proyecto de 100 MW en el campo Sol de Mañana ubicado en Laguna Colorada a 4.800 msnm, en el suroeste del país, cerca de la frontera con Chile. Desde 1991, este proyecto fue identificado y desarrollado por ENDE, se estima que el potencial geotérmico podría estar entre 280 MW y 370 MW. El proyecto ha sido actualizado recientemente y se encuentra a diseño final con apoyo del Gobierno del Japón. En este caso el objetivo es atender inicialmente, la demanda de los centros mineros de la región, entre ellos la mina San Cristóbal. La exportación a Chile siempre se ha mantenido como una posibilidad. Una ventaja importante de la geotermia en relación a las otras fuentes, es la entrega de potencia firme, en relación a la intermitencia de la energía solar, eólica e inclusive hidráulica.

3.2 Posibles Escenarios de Introducción de las ERs Un principio orientador para una estrategia de energías renovables debería ser el lograr el desarrollo de las fuentes económicamente viables.

3.2.1 Grandes proyectos conectados a la red El Gobierno nacional tiene un interés manifiesto en el desarrollo de grandes proyectos de energía renovable para generación de electricidad e inyectar al SIN, en concreto la hidroeléctrica, la geotermia y de manera incipiente, la eólica.

La biomasa, también incorporada en estos planes, tendría una participación hasta del 5%, basada en la experiencia de generación con bagazo de caña(26)lo que se desea ampliar considerando el potencial cañero no aprovechado. También se considera la utilización de residuos de madera y otros como residuos de castaña. En ningún caso se plantea la explotación de biomasa para generación de electricidad, sino más bien la utilización intensiva de los residuos de biomasa existentes. En la estimación presentada por el VMEEA al 2020 se presenta una participación eólica de hasta un 10%, lo que considerando el total del parque de generación, podría representar cerca a 200 MW. En concordancia con esta situación en los planes estratégicos y operativos de ENDE aparecen acciones referidas a mediciones y un proyecto piloto concreto de 1.5 MW(27)

El desafío principal para la estrategia de los grandes proyectos conectados al SIN es la optimización de la interacción entre la generación de la energía hidroeléctrica y la generación de la energía eólica. A pesar de que el recurso eólico no está generalizado en todo el país, en aquellas regiones donde existe, se tienen condiciones ideales para el uso de la energía eólica en Bolivia; la calidad de los recursos eólicos contribuye a precios bajos de generación, mientras la disponibilidad de plantas hidroeléctricas con embalsas disminuye los costos de la energía intermitente para el SIN. Actualmente la realización de los medianos y grandes emprendimientos hidroeléctricos está bajo la responsabilidad de ENDE. Los grandes proyectos hidroeléctricos tienen una orientación exportadora antes que de suministro interno. Sin embargo por su

(25) Como por ejemplo desarrollar un programa de apoyo a Mini y Micro Centrales Hidroeléctricas, tanto para alimentar sistemas aislados, como para inyectar electricidad en el SIN, generando excedentes que podrían dirigirse al mercado interno y/o la exportación. (26) Inicialmente la central de Guabirá con 21 MW en funcionamiento y ahora el proyecto de la central Yane de CRE-UNAGRO con 30 MW), (27) En declaraciones del 10 de Abril de 2010, el Viceministro de Ciencia y Tecnología, expresaba la intención de instalar un parque de 60 MW en Santa Cruz.). (28) Reporte Energía. Lunes 21 de Septiembre 2010.

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misma dimensión, el tiempo de desarrollo es muy largo y dependen de variables y mercados externos al país.

generar electricidad, resolviendo los temas normativos que limitan esta actividad hoy en día. Una acción de este tipo permitiría un suministro al SIN de aproximadamente 70 MW. Esta iniciativa sería completamente privada y no requiere más que los ajustes necesarios en el marco normativo.

En ese contexto si bien los grandes emprendimientos en hidroelectricidad ya están en proceso de identificación y desarrollo, no es menos importante el impulsar el desarrollo de las pequeños centrales hidroeléctricas. A nivel mundial – salvo en el caso de la China –se puede constatar (i) que la realización de los grandes proyectos siempre toma más tiempo que previsto, y (ii) una cierta paralización de medianos y pequeños proyectos debido a la entrada anticipada de la generación de los grandes proyectos. Este error de política energética debe evitarse en Bolivia.

Otra línea de trabajo es impulsar la posibilidad de producir electricidad con metano generado en lagunas de estabilización, de mataderos y rellenos sanitarios. (30) En ese contexto una inventariación de posibilidades relevantes muestra que:

En el caso de la energía eólica, se han detectado al menos seis iniciativas diferentes para construir parques eólicos, con potencias que van desde 5 MW hasta 50 MW, todos estos parques tienen como fin el desarrollar una primera experiencia piloto que permita ganar experiencia con la tecnología. Por otro lado, todos los actores entrevistados coinciden en señalar que desde el punto de vista financiero, y debido a la subvención de los precios de gas, un parque eólico generaría una energía más cara que la que dispone el SIN y que necesariamente debería realizarse una serie de ajustes normativos y regulatorios que permitan el despacho inmediato de esta energía y una retribución apropiada que de sostenibilidad a este emprendimiento.

Considerando los 4 rellenos sanitarios más grandes del país (La Paz, El Alto, Cochabamba, Santa Cruz) la potencia aprovechable podría ser de 7,3 MW

Para el caso de lagunas de tratamiento de aguas residuales (El Alto, Cochabamba, Santa Cruz) el potencial aprovechable podría alcanzar a los 9,3 MW.

Desde el punto de vista del desarrollo de un parque fotovoltaico para alimentar energía al SIN se podría pensar en un proyecto que tenga una dimensión de 1 MW, una planta de este tipo permitiría desarrollar el aprendizaje necesario para un futuro no muy lejano, puesto que se prevé una disminución de precios de las celdas fotovoltaicas tal que en 15 años se pueda lograr la paridad tarifaria con los precios de generación de energías convencionales.

En ese sentido, se debería recomendar desde el VMEEA que se realice una sola experiencia piloto en la cual puedan participar todos los actores interesados, y con una potencia relativamente pequeña, es decir que guarde relación con el objetivo final que es el aprendizaje de esta tecnología. Un tamaño apropiado parece ser un parque de 20 MW.

Finalmente, se propone acciones de promoción de los proyectos pequeños de hidroenergía con potencias menores a 10 MW.

3.2.2 Generación distribuida produciendo para la red

3.2.3 Generación para redes aisladas Expresado en la cantidad potencial de MW instalados, la contribución de la energía renovable en las redes aisladas es modesta. Pero por kWh producida, la generación tiene un valor económico alto, debido al costo económico de 25 $US centavos/kWh de la generación de las plantas a diesel que está siendo desplazada.

El aprovechamiento de los desechos para fines de energía es la primera prioridad para el desarrollo de la generación distribuida.(29) En el caso de la biomasa, las perspectivas detectadas para avanzar de manera estratégica, se concentran en la intensificación del uso del bagazo de caña para

(29) Generación distribuida. Una opción para las energías renovables, publicado en: energía, energía donde estas? http://www.borradorum.blogspot.com/ (30) Sin embargo, en este caso es importante señalar que estos proyectos solo son viables si acuden al financiamiento incremental que podría provenir de la comercialización de las reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero

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Una prioridad se plantea con el uso de la cáscara de castaña en el norte del país, para generar electricidad que se pueda inyectar en los sistemas aislados de la región (Cobija, Riberalta, por ejemplo). El estimado es de 3 o 4 plantas de generación con una potencial total de 4,5 MW. El esquema para ejecutar estas opciones pasa por una alianza público-privada que viabilice los proyectos respectivos.

domésticos. En este punto lo que puede marcar la diferencia es que se mantenga el típico sistema fotovoltaico de 50 Wp, o que se migre hacia sistemas más pequeños como los pSHS que ofrecen una solución integral a las demandas básicas de una familia rural aislada, a un precio equivalente al 40% de un sistemas convencional de 50 Wp. (32) Finalmente, buscando un uso óptimo de la energía solar, se plantea la posibilidad de introducción de sistemas termo-solares para el calentamiento de agua, desplazando así el uso de duchas eléctricas. (33)Se estima que el potencial total de introducción sería de 200.000 unidades, sin embargo considerando el ritmo de introducción actual de 400 unidades/año, una meta realista a cubrir en un periodo inicial podría ser llegar a una meta de 2000 sistemas/año, hasta alcanzar un volumen de 15.000 instalaciones como mínimo en un plazo mediano. De cumplirse estos ritmos. Esto (34) permitiría desplazar cerca de 75 MW eléctricos que se utilizan como una carga “incomoda” y permitiría mejorar la gestión de la demanda.(35)

Una otra es la utilización de deshechos forestales en empresas madereras para su autogeneración de electricidad y en caso de excedentes, la venta de los mismos a redes cercanas. En estos casos se prevé sistemas de generación de 30 a 300 kW. Inicialmente se estima que podría utilizarse cerca de 3 MW. Esta alternativa también puede realizarse de manera íntegra por parte del sector privado, previa promoción y difusión.

3.2.4 Generación distribuida en baja tensión Desde el punto de vista de generación distribuida, en base a los costos de producción, se puede incentivar el autoconsumo de la energía y la venta del excedente a la red, a una tarifa equivalente al “costo económico evitado” de la empresa distribuidora. Las distribuidoras jugarían un papel importante para la implementación de estas medidas. El tamaño máximo de las plantas a instalarse bajo este principio en áreas urbanas sería de 3 kWp; haciendo una estimación del potencial de introducción de carácter privado considerando hogares con altos consumos de electricidad y capacidad de pago, se estima que podrían introducirse cerca de 45,1 MW en el sector domiciliario. En el sector comercial/general se estima que el potencia de introducción sería de 60 MW, utilizando como principio el intentar desplazar el 15% del consumo de energía de esta categoría. (31)

3.2.5 Generación aislada para comunidades y familias rurales dispersas. La promoción de nuevas micro-, mini- y pequeñas centrales hidroeléctricas todavía ofrece perspectivas para el suministro económico de la demanda en redes aisladas. Actualmente se han inventariado cerca de 4,5 MW instalados en 52 plantas en funcionamiento con potencias entre 8 kW y 440 kW.(36) Una estimación gruesa realizada con los operadores de MCH´s del país, muestra que existirían posibilidades de duplicar la capacidad instalada sin mayores problemas, de existir condiciones apropiadas para el desarrollo de estos proyectos, fundamentalmente recursos de preinversión. La aplicación de las MCH´s es mixta: la mayoría sirven redes aisladas, algunas venden su producción al SIN.

En el caso de generación aislada, la energía fotovoltaica seguirá siendo una opción para las familias dispersas y aisladas. El potencial de introducción de sistemas oscila entre 55.000 y 180.000 sistemas fotovoltaicos

(31) Generadores Fotovoltaicos Conectados a la Red. Potencial en Bolivia. ENERGETICA 2011). (32) Los grupos sociales sin acceso a electricidad son los más pobres del país. En ese sentido, sistemas más grandes como 100 o 170 Wp implican costos mayores difíciles de financiar. (33) www.energetica.org.bo/elsol. (34) Para este cálculo se estima que un sistema termo-solar desplace a un ducha eléctrica de 5 kW de potencia, el tamaño típico utilizado en los domicilios) (35) Estudios sobre gestión de la demanda en Santa Cruz, corroboraron el impacto que tienen las duchas eléctricas sobre el pico de la demanda nocturno, detectando un efecto de coincidencia importante.). (36) Identificación de MCH´s en Bolivia. ENERGETICA – EASE 2011).

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Para la generación a pequeña escala y en sistemas aislados, viendo la variabilidad alta del potencial eólico, se ve como una alternativa la promoción de sistemas híbridos fotovoltaico- solar,(37) los cuales podrían asegurar la disponibilidad de energía durante todo el año.

3.2.6

Resumen de oportunidades identificadas

Un resumen de las oportunidades identificadas que serian adicionales a lo que ya están en desarrollo como los “grandes proyectos” que encara ENDE u otras instituciones, se muestra a continuación.

Estimación de Potencial de Introducción de Energías Renovables (no incluye proyectos hidroeléctricos y de geotermia en curso) Fuente Tecnología

Potencia estimada MW

MCH

4,5

Eólica

20,0

Biomasa

94,1

Bagazo 70 Castaña 4,5 Deshechos forestales 3 Rellenos sanitarios Lagunas de tratamiento Energía solar Parque Fotovoltaico para el SIN Generación Distribuida Fotovoltaica Generación aislada domestica

7,3 9,3 187,1

105,1

Termo-solares Total MW Potencial futuro

75 305,7 831

Observaciones Nuevos proyectos a realizarse en 5 años con plan especifico, en comunidades rurales y posible interconexión a la red. Es necesario un ajuste al marco regu latorio. Mejora si se direccionan subsidios por reducción de emisiones de carbono. Proyecto de aprendizaje de corto plazo. Potencial a futuro 200 MW, en función de políticas tarifarias y marco regulatorio, mejora si se direccionan subsidios por reducción de emisiones. En marcha en menos de 3 años. Capitales privados solo requiere cambios normativos. El concepto es de autogeneración y venta de excedentes a la distribuidora. Mejora si se direcciona subsidios por reducción de emisiones. En marcha en menos de 3 años con plan especifico en sistemas aislados del norte del país. El concepto es de autogeneración y venta de excedentes a la distribuidora. Mejora sustancialmente si se direcciona subsidios de reduccón de emisiones de carbono. En marcha en menos de 3 años con plan especifico . Potencial de mediano plazo 30 MW . Capitales privados, requiere promoción y difusión activa (proyectos demostrativos). En casos especiales se podría pensar en autogeneración y venta de excedentes a la distribuidora. Ejecución a cortomediano plazo depende de subsidios de emisiones de carbono. Cambios en marco regulatorio Ejecución a mediano plazo depende de subsidios de emisiones de carbono. Cambios en marco regulatorio Proyecto de aprendizaje, potencial a 10 años 300 MW . Para expansión requiere descenso de precios en módulos fotovoltaicos, ajustes en políticas tarifarias y marco regulatorio. Posible capital privado a futuro en función de la normativa. Desarrollo a 10 años. El concepto es de autogeneración y venta de excedentes a la distribuidora. Capitalprivado exclusivamente. Exige cambios regulatorios, ajustes tarifarios, normativa técnica para interconexión a la red de BT. Programas de electrificación rural a 10 años (entre 2,75 y 9 MW), representa cerca de 120.000 sistemas de 50 Wp. Se necesita continuidad y agilidad de implementación. Mejora de los sistemas de gestión para asegurar la sostenibilidad Ejecución de mediano plazo. Desplazamiento de potencia de duchas eléctricas. Exige soporte de promoción y mecanismos financieros. Capitales privados. Mejora factibilidad si se direcciona subsidios de reducción de emisiones de carbono. Potencial susceptible de implementación Potencial de largo plazo, con parques eólicos y fotovoltaicos

(37) Por ejemplo combinar aerogeneradores de 200 W con paneles fotovoltaicos de 50 Wp, podrían asegurar una disponibilidad de energía mensual media de aproximadamente 25 kWh/mes, estimado a una velocidad de 5,4 m/s de media anual.),

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programas e incentivos financieros. En ese sentido, el país podría proponer ampliar el uso de ERs y contribuir a así a la mitigación del cambio climático desde una perspectiva sectorial. Los tipos de NAMAs que se están proponiendo son

3.3 Financiamiento de Carbono Como se ha visto, muchas de las alternativas en energías renovables a mediana escala, tienen una factibilidad mayor si se reconoce los beneficios ambientales que tienen al reducir, o evitar emisiones de carbono. En ese contexto, existen posibilidades de reconducir flujos de recursos externos hacia estos proyectos, sin necesidad de acudir al mercado de bonos de carbono.

(i)

Los NAMA´s unilaterales en las que los países se comprometen de manera voluntaria, sin apoyo externo. (ii) NAMA´s Asistidos, donde los países buscan apoyos técnicos y financieros, dentro de los canales tradicionales de cooperación. (iii) NAMAs acreditados, que son acciones que los países en desarrollo podrían financiar a través de los mercados de carbono.

Las posibilidades de financiamiento podrían venir a través de cooperación bilateral o multilateral utilizando las NAMA´s (Acciones Nacionales Apropiadas de Mitigación) para el sector energético. Este mecanismo ha sido acordado en la convención de cambio climático y está constituido por acciones voluntarias propuestas por el país para reducir las emisiones de carbono, por debajo del nivel que resulta de continuar el desarrollo del sector energético de la manera corriente o escenario business as usual. Las NAMA´s rescatan de alguna manera el principio de una responsabilidad común, pero diferenciada en la mitigación del Cambio Climático.

Bajo este concepto, se podría utilizar una línea especifica que corresponde a los NAMAS asistidos o clase 2, que pueden ser interesantes para lograr que el país consiga recursos financieros adicionales que permitan financiar los costos incrementales de la incorporación de energías renovables, para lograr su utilización a nivel nacional. Los responsables del sector deberían verificar la posibilidad de utilización de estos mecanismos (38)

Los NAMA´s pueden incluir políticas, regulación,

(38) Los países Nórdicos, Japón, Suiza, se muestran actualmente activos para el financiamiento de NAMAS asistidos.

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4. Propuesta para Fase II 4.1 Principios En la política del Estado, los grandes proyectos hidroeléctricos reciben la mayor atención como instrumento para incrementar la contribución de la energía renovable en la matriz energética y la exportación. Estos grandes proyectos de energía hidroeléctrica, de algunos miles de MW son sumamente comerciales y atraen el interés de los bancos multinacionales de desarrollo y de los grandes bancos comerciales. Debido a esto, se pasan por alto los cientos de MW que los proyectos más pequeños pueden generar en un plazo relativamente corto. La formulación de la Fase 2 del PEDERBOL, debe hacer énfasis y concentrarse en aquellos aspectos de carácter político, normativo e institucionales en los cuales el Gobierno del Estado Plurinacional pueda desarrollar acciones efectivas que marquen la diferencia en la perspectiva de una mayor incorporación de las energías renovables en todos los procesos del desarrollo nacional que se orientan bajo el principio (39) Bien del Vivir Entre otros aspectos de corto plazo, para la explotación de la biomasa en el PEDERBOL se da prioridad a la utilización de residuos. Finalmente, la estrategia debe hacer énfasis en su contribución para incrementar el acceso al servicio eléctrico en las zonas rurales.

4.2 Análisis macroeconómico La política energética del Gobierno hace énfasis en la necesidad de cambiar la matriz energética del país.(40) A menudo la discusión se refiere sobre todo a la cobertura de la demanda interna, con algunas referencias a la generación de empleo productivo. PEDERBOL debe enfocar el análisis de la matriz energética sobre todo desde el punto de vista de su impulso al crecimiento económico del país. Este enfoque amplía el alcance del análisis para incluir el

impacto sobre el balance de divisas y la situación financiera del estado boliviano. La producción petrolera cubre solamente parte de la demanda interna; y las reservas de crudo alcanzan no más que para tres años de demanda interna. (41) Por el momento, las exportaciones de gas natural a Argentina y a Brasil y las exportaciones de minerales son las fuentes de divisas esenciales para cubrir la demanda de las facturas para las importaciones en el país. Pero esas exportaciones – salvo el litio – ya han alcanzado su nivel máximo. Las ventas por minerales llegarán a $US 4.000 millones en 2011; sin embargo, el IBCE menciona que las explotaciones de minerales en el país sólo crecen por precios y bajan en volumen. Según YFPB, las reservas probadas de gas natural se estiman en 10 TCF trillones de pies cúbicos y las posibles a 20 TCF. Durante los próximos 16 años, el total de la demanda generada en Bolivia (generación de electricidad, proyecto siderúrgico del Mutún, plantas de amoniaco-urea, elaboración de GTL) y en los mercados de exportación (el mercado brasileño demandará 5.9 TCF en función del contrato vigente hasta 2019 y el mercado argentino 4.1 TCF hasta 2026) será de 14,8 TCF. El ajustado equilibrio entre oferta y demanda muestra el valor estratégico de llevar a cabo una política de desplazo del consumo de gas en las plantas de generación eléctrica con centrales eléctricas que utilicen energías renovables. El PEDERBOL debe subrayar el triple costo económico que imponen a la economía nacional las subvenciones a los precios del gas y del diesel. (i) El sobre-consumo de energía no renovable. (ii) El impacto de utilizar la “renta económica” proveniente de los recursos a gas (y el presupuesto del estado para pagar subsidios al diesel importado) para fomentar el consumo en lugar de utilizarla para el financiamiento de inversiones productivas. (iii) La distorsión de los precios de generación en el mercado mayorista y su impacto sobre las inversiones en la generación de energía renovable.(42)

(39) ( El Programa de Electricidad para Vivir con Dignidad es dependiente del Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas y su objetivo principal es contribuir al acceso universal al servicio público de electricidad.). (40)( El Plan de Desarrollo Energético 2008-2027, contempla el desarrollo de la diversificación de la matriz energética con un énfasis importante en energías renovables. 41) En fines de 2010, la empresa Ryder Scott certificó que el país posee 4,8 millones de barriles de condensado y 18,6 millones de barriles de petróleo, entre reservas probadas, probables y posibles. (42) A recordar: al precio subvencionado del gas, el costo de generación de las plantas a gas es 2,3 $US centavos por kWh; al precio promedio de exportación el costo es de 8,6 $US centavos. (NIRAS)

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centrales con fuentes de energía renovable. Se trabajara escenarios de simulación de la operación del SIN, bajo la posible inyección de ERs de distinto origen; p.e. eólica, solar, biomasa, etc. para evaluar las condiciones de estabilidad y sostenibilidad del sistema en el mediano y largo plazo. Estos escenarios deberán contemplar las propuestas del nuevo marco normativo en elaboración por parte del VME, en sentido de establecer un porcentaje referencial a la energía de carácter renovable generador por terceros que puede despacharse al SIN.

4.3 Escenarios Sobre la base de las tendencias de crecimiento del consumo de energía, se formulará escenarios para los planes de expansión del suministro y la infraestructura disponible. Se analizará la matriz energética en el año 2020 sin (el escenario de base) y con las medidas de políticas propuestas. Para la política activa de desarrollo se elaborarán dos escenarios: un escenario de “demanda interna” y un escenario más amplio de “energía renovable como producto nuevo de exportación”. Los escenarios deben estar en concordancia con el documento de política de desarrollo de las energías renovables que viene elaborando el VMEEA.

El análisis del marco regulatorio debe incluir debe incluir también un análisis sobre los roles de los municipios y otros gobernaciones así como su compatibilidad con la nueva Constitución política del estado y la Ley de Autonomías y, el análisis desde el punto ambiental social productivo institucional planteamientos sobre la necesidad o no de una ley de energías renovables.

4.4 Estrategias para desarrollar los Mercados Se analizará el mercado para la energía renovable desde diferentes ángulos. Uno por tipo de instalación: generación distribuida y generación central y otro por categoría de aplicación: sector residencial, sector comercial y industrial, empresas de electricidad.

4.7 Análisis de fuentes de financiamiento Se calculará el monto global de inversiones necesarias para realizar el PEDERBOL. El PEDERBOL identificará las fuentes de financiamiento previsto para la realización del plan: capital propio privado, préstamos de bancos comerciales, préstamos de bancos de desarrollo, presupuesto del estado. Se hará una distinción entre el financiamiento de capital de inversión (capital propio y prestamos) y de los subsidios (subsidios al capital y subsidios de costos corrientes, es decir sobre todo subsidios a las tarifas).

4.5 Análisis de instrumentos Sobre la base de un análisis de las experiencias en otros países con instrumentos de política de apoyo a la energía renovable se propone instrumentos adecuados para cada sub-sector: (i) los parques eólicos y las plantas de energía solar fotovoltaica; (43) ; (ii) la utilización de los desechos de biomasa, (iii) la energía distribuida a baja tensión, y (iv) la satisfacción de la demanda de poblaciones aisladas.

El Proyecto de Ley de Electricidad delega la responsabilidad para el financiamiento de la electrificación rural oficialmente al Fondo Nacional de Desarrollo Regional (FNDR).

Tomando en consideración las preferencias políticas del gobierno, se hará un énfasis especial en la identificación y la estructuración de asociaciones público-privadas como instrumento político-financiero.

En la parte económica, una forma de equilibrar los altos costos de electricidad que proviene de las ERs y mejorar su competitividad, es la venta de bonos de CO2 que ahorran estas fuentes limpias. En diversos documentos del VMEEA, el Plan Nacional de Desarrollo y las estrategias de ENDE se expresa esta situación como estratégica para garantizar un flujo de fondos importante para los proyectos, para lograr la competitividad en las ERs. Por tanto es necesario realizar una discusión sectorial de cómo viabilizar esta situación toda vez que el acceso a los mercados de carbono, no es una prioridad gubernamental en este momento. El análisis debe incluir nuevos mecanismos de monetización, a parte de los bonos de CO 2 .

4.6 Análisis del marco regulatorio De manera general, el Proyecto de Ley de Electricidad avanza en el marco de los mandatos establecidos en la NCPE. La ley prevé que las distribuidoras puedan generar hasta un 15% de su pico con energías renovables. Sobre la base de un análisis de las lagunas que existen en el marco regulatorio en el país se preparara una lista de legislación primaria y secundaria a desarrollar. La intermitencia de la energía eólica presenta un desafió nuevo para el despacho económico, y la necesidad de asegurar estabilidad a la operación de

Se evaluará la factibilidad de promover, bajo la Convención de Cambio Climático y en concordancia con la política internacional del país sobre el cambio

(43) Las licitaciones inversas practicadas en Brasil podrían ser un instrumento interesante para la selección de los parques eólicos y la fijación de sus tarifas.

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climático, Acciones Nacionales Apropiadas de Mitigación (NAMAs por su sigla en inglés) para el sector energético con compromisos nacionales o acciones voluntarias propuestas por el país para ampliar el uso de ERs y contribuir a así a mitigar el CC. Los NAMAS asistidos o clase 2, parecerían apropiados para que el país consiga recursos financieros adicionales para financiar costos incrementales de la incorporación de tecnología de ERS para ampliar su uso a nivel nacional.

energías Alternativas.

4.9 Evaluación del impacto del Plan Se estimará: · Impacto socioeconómico y ambiental nacional · Impactos en mitigación y adaptación al cambio climático · Análisis de rentabilidad económica y costo · Potencial de exportación

4.8 Análisis de acciones para mejorar la oferta técnica

Estimación del presupuesto para el desarrollo del Plan. Se realizará el análisis para estimar la necesidad de inversiones que puede realizar el gobierno y la cooperación internacional para: · Evaluación de recursos energético · Programas de pre inversión para la identificación de proyectos · Proyectos piloto, demostrativos de nuevas tecnologías · Mecanismos regulatorios, normativos · Formación de recursos humanos · Equipamiento de centros de I+D+I · Análisis de impacto sobre el cambio climático · Negociación de NAMAS asistidos · Industrialización de tecnologías limpias en Bolivia

Se propondrá actividades de apoyo a la creación de nuevas empresas de fabricación y de servicios (y/o la diversificación y expansión de empresas existentes) y a la capacitación a profesionales nacionales para mejorar el conocimiento sobre la gestión de la ERs en áreas de interés prioritario.

Diagnostico de fortalecimiento en las instituciones Se elaborará un diagnóstico de las instituciones del Sector, a fin de fortalecer y promover el desarrollo de las energías renovables, en el marco del documento de la Política Estatal para las Energías Alternativas, desarrollado por el Viceministerio de Electricidad y

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De esta manera se ha compilado información de potenciales de energía renovable existente en el país (solar, eólica, biomasa e hidroenergía), en el nivel más manejable posible, que aunque puede tener algunos grados de simplificación, son indicadores del potencial regional que se puede utilizar. Al combinar esta información con referencias geográficas y de división política, así como datos de población y redes eléctricas por ejemplo, es posible estimar en primera instancia la distancia de las poblaciones a los portadores convencionales de energía, así como las opciones renovables que se podrían utilizar para satisfacer una eventual demanda de energía.

ANEXOS Anexo I: Atlas de Energía 1. Introducción La falta de información sobre los potenciales de energías renovables, es una de las barreras que impiden una aplicación amplia de las mismas. Adicionalmente se necesita que la información disponible sea confiable y accesible y de preferencia esté toda en una misma fuente. Bajos esos lineamientos se ha visto como oportuno, el utilizar herramientas informáticas, sistemas de información geográfica que permita y herramientas de entorno web que permiten generar un conjunto de aplicaciones simples, pero altamente utilizables.

2. El Potencial de Energías Renovables 2.1. Energía Solar La Universidad Mayor de San Simón, el año 2010, ha presentado un mapa de radiación solar actualizado, el mismo que fue preparado usando datos meteorológicos satelitales y validado localmente, con mediciones puntuales, lo cual ha permitido ajustar los datos globales a la especificidad regional.

Adicionalmente el criterio de diseño que ha primado es el de crear un entorno que no exija al usuario conocimientos especializados de determinado software o de programación que se constituya en otra barrera para el acceso. En ese sentido, se ha diseñado una aplicación que es funcional y que podría ser utilizada por usuarios que tengan acceso a internet y u n co n o c i m i e nto b á s i co d e n ave ga c i ó n .

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Mapa de Radiación Solar Media Anual para Bolivia (kWh/m2*día)

Fuente: Elaborado por ENERGETICA en base a datos del Proyecto de Energía Solar UMSS 2010

2.2. Energía Eólica En 1990, dentro del Programa de Regionalización Energética de la OEA, se ejecutó el estudio de Planificación Energética Rural para Bolivia del Ministerio de Energía e Hidrocarburos. A continuación se puede ver una imagen del potencial eólico para Bolivia, en valores indicativos de W/m2. El mapa que se muestra ha sido reelaborado por ENERGETICA 2009.

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Áreas de Potencial Eólico en Bolivia (W/m2). 1990

IDENTIFICACION DE AREAS

BOLIVIA

POTECIAL EOLICO

Fuente: Elaborador por ENERGETICA en base a datos de Planificación Energética Rural para Bolivia. MEH. 199

El año 2008 la TDE (Transportadora de Electricidad) a través de la consultora 3Tier y apoyo del IFC, presentó otro relevamiento del potencial eólico que utilizó bases de datos, imágenes satelitales y modelos de relieve topográfico del país. Los datos son de velocidad de viento en metros por segundo (m/s), y simulados a diferentes alturas.

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Mapa de Potencial Eólico en Bolivia. Velocidad Media Anual (m/s). 2008

2.3. Hidroenergía El potencial hidroeléctrico de Bolivia alcanzaría a cerca de 40.000 MW( 44) y se tendría explotado actualmente un 1% del total del potencial existente. Un mapeo del potencial hidroeléctrico también fue desarrollado en el estudio Planificación Energética Rural para Bolivia de 1990, de Ruths Gernot. Los datos de potencial de producción de energía están en GWh/km2/año. El mapa que se muestra ha sido reelaborado por ENERGETICA 2009.

(44) Potencial Hidroenergético de Bolivia. G. Rico C. Taller Internacional de Hidrogeneración. VMEEA. La Paz 2009

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Potencial Hidroenergético de Bolivia. 1990

IDENTIFICACION DE AREAS

BOLIVIA

POTECIAL HIDRAULICO

Fuente: Elaborado por ENERGETICA en base a datos de Planificación Energética Rural para Bolivia. MEH 1990

2.4. Energía de la Biomasa La productividad de biomasa por regiones ha sido estimada en el año 1990 por el estudio Planificación Energética Rural para Bolivia. MEH.1990. El mapa que se muestra ha sido reelaborado por ENERGETICA 2009.

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Productividad Anual de Biomasa en Bolivia (m3/km2/año). 1990

Fuente: Elaborado por ENERGETICA en base a datos de Planificación Energética Rural para Bolivia. MEH.1990

3. Descripción El “Atlas de Energías Renovables” es una Aplicación SIG para entorno WEB que incorpora varias capas de información temática georeferenciada, las 4 capas principales muestran información sobre radiación solar, potencial eólico, biomasa y potencial hídrico; energías renovables que se sobreponen a otra información relevante como ser Límites Administrativos, Ríos, caminos, poblaciones, etc.

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El objetivo principal del Atlas es permitir consultar el potencial de las 4 Energías Renovables en cualquier punto del territorio nacional, asimismo convertirse en una herramienta que facilite el análisis de áreas favorables / desfavorables para la explotación de una determinada energía alternativa de acuerdo a su ubicación geográfica y su entorno geográfico, por ejemplo de acuerdo a su proximidad, lejanía o accesibilidad de poblados, ríos, estaciones, otros. Adicionalmente se permite incorporar como fondos los mapas e imágenes de satélite de “Google maps”, estas imágenes y mapas son periódicamente actualizados por Google y automáticamente incorporados en el Atlas.

Las capas de información que son utilizadas en la Aplicación son las siguientes:

Energías Renovables:

Límites Municipales

Radiación Solar

Potencial Eólico

Poblaciones

Energía Biomasa

Ríos

Potencial Hídrico

Estaciones Meteorológicas

Límites Administrativos:

Estaciones Hídricas

Limites Departamentales

Líneas AT

Limites Provinciales

Líneas MT

Otras:

Toda la información utilizada en esta aplicación se encuentra en formato SHP. Una vez que se ingresa a la página de la aplicación, en pantalla se despliega el Atlas de Energías Renovables de Bolivia con la capa de Radiación Solar activa

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4. Opciones y Menús La aplicación tiene los siguientes menús: Fondo: que permite seleccionar el fondo con el que se desea ver las capas de información de la aplicación. Las opciones de este menú son las siguientes: ·

Normal.- Mapa de Google

Satélite.- Imágenes de Satélite

Híbrido.- Mapas e Imágenes

Físico.- Mapa Físico

Ninguno.- Oculta el fondo

Herramientas: en este menú se habilitan los botones que permiten manipular la información de la aplicación. Los botones que se habilitan en este menú son los siguientes: ·

Ver todo.- cuando se selecciona este botón, se muestra en pantalla el mapa c o m p l e t o d e Bolivia y centrado en la pantalla (en la misma ubicación que cuando se ingresa a la aplicación).

Acercamiento.- cuando se activa este botón, se puede seleccionar con el ratón una determinada área del mapa para que la misma se despliegue en toda la pantalla.

Alejamiento.- cuando se activa este botón, se puede seleccionar con el ratón un punto del mapa y en pantalla de desplegará un alejamiento del mapa teniendo como centro el punto seleccionado.

Desplazamiento.- cuando se activa este botón, permite desplegar el mapa en la dirección que se mueve el ratón manteniendo oprimido el botón izquierdo del mismo.

Centrado.- cuando se activa este botón, permite desplegar el mapa que tendrá como centro el punto seleccionado por el usuario con el ratón

Medición de distancias.- cuando se activa este botón, se puede ir marcado puntos en el mapa con el ratón y las distancias entre los

puntos marcados se van sumando hasta tener la distancia del recorrido total. Las distancias calculadas y sumadas (acumuladas) se despliegan en la parte izquierda inferior de la pantalla tanto en Kilómetros como en millas.

Consulta de Datos.- cuando se activa este botón y se marca un punto con el ratón en el mapa de Bolivia, aparece en pantalla un cuadro que despliega las coordenadas del punto así como los valores de las 4 energías renovables correspondientes al punto marcado (independientemente de cuál sea la capa de información de energía alternativa activa). A continuación se despliega la figura que muestra el cuadro con los datos del punto marcado:

Impresión.- cuando se activa este botón, aparece una ventana emergente de impresión.

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Capas: en este menú se ubica la información más importante en la parte superior del mismo. Cuando se activa este menú, se despliega un cuadro en pantalla que contiene la siguiente información: ·

Submenú de Energías Renovables.- que tiene activada la capa de Radiación Solar. En este submenú es donde se puede activar las otras capas de Energías Alternativas pero con la restricción de que se puede activar una sola capa de Energía Alternativa a la Vez.

La leyenda de la capa de Energía Renovable Activa.- Se muestra los símbolos con sus valores correspondientes a los rangos establecidos para cada una de la capas de información de las Energías Alternativas. En pantalla se muestra los valores de la capa de Energía Alternativa ACTIVA (en la figura de Radiación Solar).

Leyendas de Límites Administrativos.- Muestra los símbolos con los que están representados los limites de los Departamentos, Provincias y Municipios.

Leyendas de las otras capas de información geográfica de referencia.Muestra los símbolos con los que están representados las demás capas de información que son: Ríos, Poblaciones, Estaciones Meteorológicas, Estaciones Hídricas, Líneas AT y MT.

Controles para activar / desactivar las capas de información geográfica de referencia.- Permite activar / desactivar (desplegar o no en pantalla) cada una de las capas de información geográfica referencial.

Metadatos.- Cuando se selecciona esta opción aparece en pantalla un cuadro con los metadatos de la capa de información de Energía Alternativa que este activa en ese momento, tal como se observa en la siguiente figura:

Búsquedas: cuando se activa este menú, se despliega en pantalla un cuadro que permite obtener la ubicación de una determinada población o rio.

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Acerca de: cuando se activa este menú, se despliega en pantalla un cuadro con la información correspondiente a la Aplicación

Adicionalmente se muestra de manera permanente (no se la puede quitar) en la parte superior derecha de pantalla otras herramientas que permite realizar desplazamientos de los mapas hacia las cuatros direcciones (norte, sur, este y oeste) así como acercamientos y alejamientos de los mismos. Estas herramientas son mostradas en la siguiente figura: Esta herramienta no exige de conocimientos sobre paquetes informáticos especiales. Para que el diseño sea ágil y permita el acceso por internet, se optimizado su funcionamiento y dinámica, de tal manera que la consulta y obtención de resultados a través de conexiones de internet de relativa limitación en el ancho de banda, no sea un impedimento para su utilización.

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de 10MW. La zona "gris" entre 5 y 10 MW depende de varios factores como la disponibilidad y distancia a recursos necesarios para la biomasa. Con respecto a la planificación y permisos, incluidos los requisitos para las evaluaciones ambientales, a menudo es más fácil establecer pequeñas Unidades de Energía descentralizadas inferiores a 10MW, dependiendo de las leyes y reglamentos locales.

Anexo II: Tecnologías de Biomasa - Visión General y Fundamentos Claves 1 Fundamentos - Tecnologías de Biomasa Como regla general, las tecnologías de gasificación de biomasa disponibles comercialmente son más apropiadas que las tecnologías convencionales de combustión de biomasa para cubrir demandas de energía de hasta 5MW aprox. Para demandas de energía superiores a 10MW, el uso de tecnologías de biomasa convencionales son generalmente más apropiadas. Esto se explica fundamentalmente en sentido de que los altos costos de inversión inicial de las tecnologías convencionales de combustión de biomasa son similares para la establecer una central de energía de 5MW que para una central de energía

La siguiente tabla incluye las cifras financieras para un determinado número de tecnologías que pueden ser consideradas adecuados para las centrales de energía de biomasa (rango de gasificación: 1-5 MWe), es decir, los costos específicos de inversión, operación y mantenimiento. En algunos casos faltan datos, lo que refleja que las fuentes lo suficientemente fiables para proporcionar dicha información no han estado disponibles.

Cuadro 1: Cifras claves para un número seleccionado de tecnologías que utilizan energía de biomasa.

capacidades de energía relativamente pequeños de hasta aprox. 150 kWe.

Otras tecnologías como las Pilas de Combustible y Motores Stirling son prometedores, sin embargo comercialmente solo se encuentran disponibles para

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parte inferior del reactor a través de una llave de agua.

2 Tecnologías Apropiadas para la Gasificación de Biomasa

Los procesos específicos, que se muestran en figura 1 se detallan a continuación:

En este capítulo se incluye una breve descripción de los dos conceptos principales de gasificación que pueden ser seleccionadas como opciones potenciales para pequeñas Plantas de Energía descentralizadas establecidas en base a gasificación de biomasa. Los conceptos se denominan Gasificación mediante Corriente Ascendente y Gasificación Fase - Corriente

Secado, se remueve el agua libre de humedad y células enlazadas de la biomasa por evaporación. Estos procesos se deberían llevarse a cabo idealmente a una temperatura de hasta 160º C utilizando el calor residual del proceso de conversión. Pirolisis, se liberan los gases volátiles de la biomasa seca por medio de temperaturas que van hasta unos 700° C. Estos gases son vapores no condensables (como por ejemplo, el metano y el monóxido de carbono) y vapores condensables ??(varios compuestos de alquitrán) y el residuo de este proceso será principalmente carbón activado. Reducción, el carbón activo reacciona con el vapor de agua y dióxido de carbono para formar gases combustibles como el hidrógeno y el óxido de carbono. El proceso de reducción (o gasificación) se lleva a cabo en la temperatura que se extiende hasta 1.100° C. Oxidación, se quema parte del carbón para proveer calor para los procesos anteriormente descritos. La ventaja del proceso de gasificación es que los residuos de biomasa no homogénea se convierten en un gas homogéneo con un considerable incremento en sus niveles de aplicación: -

Descendente. La eficiencia energética de este tipo de sistemas de gasificación de biomasa está en el rango de 23 - 32% respecto a la energía eléctrica y el 70 85% respecto a una producción combinada de calor y energía (CHP).

2.1 Concepto: Gasificación mediante Corriente Ascendente En el gasificador de corriente ascendente, el combustible de biomasa húmeda se coloca en la parte superior y desciende por efecto de los gases que suben a través del reactor. Para abastecer aire para el proceso de combustión y vapor para el proceso de gasificación, se suministra aire caliente y húmedo desde la parte inferior del reactor. Gas combustible a baja temperatura (debido a la evaporación de la humedad en la zona de secado) se descarga en la parte superior del reactor, y la ceniza resultante del proceso de combustión generado por calor se extrae de la

La tecnología se considera comprobada y comercial. El gas producido puede, sin ningún tipo de limpieza, ser utilizado para encender calderas de vapor a gas combinadas con turbinas a vapor o para incrementar el sobrecalentamiento de vapor (y consecuentemente mayor eficiencia de energía) en, por ejemplo, plantas municipales de energía de residuos sólidos. El gas producido puede, tras una simple limpieza, ser quemado usando tecnología de quemado con gas de bajo NOx en conexión con tecnologías de encendido indirecto de energía (tales como turbinas de de encendido indirecto a gas y motores Stirling) con una eficiencia superior al 28%. Después de adecuada limpieza, el gas producido puede incluso ser utilizado para el encendido directo de turbinas y motores a gas (con un rendimiento potencial superior a 32%), y en el futuro también para alimentar las pilas de combustible (con una eficiencia superior al 40%). - Las relativamente bajas temperaturas del proceso (hasta aprox. 850° C) puede permitir la

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0,1 - 5 MWe, que utilizan astillas de madera como combustible, la opción más económica sería la utilización de una combinación de motores a gasificación de biomasa y gas (diesel) para la producción de electricidad. La empresa danesa BioSynergi,(45) viene desarrollando y comercializando los últimos años un completo Sistema de Energía que utiliza astillas de madera de las operaciones forestales para la generación combinada de electricidad y calor. Con el fin de beneficiarse plenamente del sistema debe haber una demanda, tanto de electricidad como del calor que genera el sistema.

conservación y el reciclaje de la fracción de nutrientes de la biomasa.

2.2 Concepto: Gasificación Fase - Corriente Descendente La corriente descendente de gas ("base fija cocorriente") es similar a la corriente ascendente ("contra-corriente"), pero los agentes de la gasificación fluyen paralelamente sobre la corriente con el combustible (hacia abajo, de ahí el nombre de "Gasificación mediante Corriente Descendente"). Se requiere agregar calor a la parte superior de la base, ya sea por combustión de pequeñas cantidades de combustible o por fuentes de calor externas. El gas producido sale del generador de gas a altas temperaturas, y la mayor parte de este calor es a menudo transferido el agente de gasificación añadido en la parte superior de la base, lo que resulta en una eficiencia energética al nivel del tipo "contra-corriente". Dado que todos los alquitranes deben pasar a través de base caliente de la charla en esta configuración, los niveles de alquitrán son mucho más bajos que el tipo de contra-corriente.

Con un suministro anual de biomasa con un contenido de energía de aprox. 8.000 MWh, el sistema es capaz de producir: Capacidades: 300 kW de electricidad 700 kW de calor Producción de energía anual: Electricidad: 1.800 MWh/año (aprox. 23% de eficacia) Calor: 4.000 MWh/año (aprox. 50% de eficacia) Un proyecto de demostración a escala real se está preparando para el año 2012, donde BioSynergi entregará el calor producido a la compañía de suministro de energía de la municipalidad de Hilleroed (Dinamarca), mientras que la electricidad resultante será suministrada a la red eléctrica nacional.

El llamado Gasificador de base fija de tres etapas se divide en las siguientes etapas: la pirolisis, la combustión y la gasificación. La gran ventaja del proceso es la alta tasa de eficiencia de más del 80% de biomasa a energía al generar calor y electricidad, sin embargo hasta el 30% de eficiencia a partir de biomasa para la producción de energía.

2.4 Ejemplo II: Sistema de Gasificación de Biomasa Ajustada a Climas Cálidos

La característica principal del proceso es que no produce ningún alquitrán en el gas por lo que requiere únicamente de un simple sistema de limpieza de gas en seco. Los alquitranes en el gas de pirolisis se quiebran térmicamente al pasar por la zona de combustión (hasta 1.250° C) y la base fija.

En muchos lugares con clima cálido, la necesidad inmediata de calor no es evidente y por lo tanto el concepto de calor y electricidad combinados (CHP) no es de aplicación inmediata (salvo para los casos en que la generación de calor pueda ser utilizado, por ejemplo, para aplicaciones industriales o dotación de agua caliente para hospitales).

Además, el sistema de gasificación puede ser diseñado sin partes móviles en las zonas cálidas del proceso, reduciendo el mantenimiento y la mejora de la durabilidad.

Algunos conceptos/proyectos experimentales plantean la utilización de calor excesivo para la optimización de la eficiencia eléctrica del plan de biomasa. En teoría esto puede aumentar la eficiencia eléctrica de pequeñas centrales de energía descentralizadas de 26% hasta por encima del 35%. Un concepto/proyecto piloto de la empresa Babcock Wilcox y Völund (BWV)

2.3 Ejemplo: Gasificación de Astillas de Madera de Operaciones Forestales Para proyectos de escala relativamente pequeña de

(45) WWW.biosynergi.dk/en/

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residuos "difíciles" como la paja, los cultivos energéticos, el estiércol y distintos tipos de residuos biológicos. Una cuestión clave ha sido el reciclaje de nutrientes (por ejemplo fósforo y potasio), posibilitado al evitar altas temperaturas en la cámara de pirolisis, evitando así la disolución de las cenizas.

con sede en Dinamarca, está diseñado con una eficiencia eléctrica de aprox. 4MWe. Este concepto/proyecto piloto está diseñado en la actualidad para la gasificación de astillas de madera de un tamaño determinado y una humedad de más del 35%. Otras fuentes de biomasa pueden ser consideradas, pero están sujetas a un escrutinio adicional.

El gas producido puede alimentar directamente a una central de energía de gran escala, incrementando sustancialmente la porción de biomasa en los sistemas de alimentación de las centrales de combustión de energía convencionales. El contenido de alquitrán del gas es bastante alto, por lo tanto inicialmente se alimentará el gas directamente en la cámara de combustión de la central eléctrica, pero en el futuro hay expectativas de que el gas pueda ser limpiado y utilizado en el sistema de distribución de gas natural o de los vehículos. Una central de energía de 6MW fue encargada en marzo 2011 en las inmediaciones de una central eléctrica convencional en Copenhague. Se espera una producción 2.000 m3 de gas por hora mediante la alimentación de 1,5 toneladas de paja por hora. La fase de prueba se prolongará hasta el 2013-2014, el concepto es propiedad y está siendo comercializado por la Compañía Eléctrica Dong Energy de Dinamarca.(47)

Por ejemplo, la gasificación de cáscara de arroz, coco y otros productos residuales de biomasa se ha convertido en una práctica bastante común, pero la calidad de las tecnologías disponibles en el mercado varía considerablemente, por lo tanto se debe tener cuidado en la adquisición de dichas centrales de energía.

2.5 Ejemplo III: Gasificación de Lodos de Aguas Residuales La gasificación de lodos procedentes de Plantas de tratamiento de aguas residuales es una opción que vale la pena examinar. Un concepto desarrollado por la empresa TK Energi (46) puede ser resaltado. El proceso tiene tres fases: i) Secado, ii) Gasificación (por corriente descendente), y iii) Generación de Electricidad.

2.7 Ejemplo V: Gas Natural Sintético (GNS) a partir de Biomasa

El calor producido se utiliza para el secado de los lodos y como tal debe ser considerado como regenerativo y no como parte de la producción de energía de la central. Sin embargo, se prevé una capacidad neta de producción de energía de aprox. 180 kWe por tonelada de lodo húmedo. Una planta de demostración a pequeña escala ha sido probada y una planta a gran escala se está construyendo con una potencia eléctrica neta de aprox. 1,7 MW sobre la base de 9,5 ton/h de lodos de aguas residuales (basado en un contenido de materia seca de los lodos de aprox. 32%).

Un interesante proyecto sueco,(48) apunta a la producción de gas natural sintético a partir de biomasa. El proyecto comprende el diseño de la primera central del mundo para la producción de un substituto al gas natural (GNS) a partir de biomasa. El proceso completo se refiere a la producción de biometano (Bio-GNS) a través de la gasificación térmica de residuos forestales como ramas, raíces y las tapas. La biomasa se convierte en un gas inflamable en la central de gasificación, el gas resultante se purifica y luego es convertido, en una central de metanización, en un biogás con una calidad comparable a la del gas natural, permitiendo que los dos tipos de gases se mezclen en la red de gas de Gotemburgo, hasta que el gas natural es eliminado. El calor liberado en el proceso se recupera en forma de vapor sobrecalentado y agua caliente, que serán utilizados para la calefacción de distrito, como resultado se aprecia un sistema de energía de una eficiencia muy elevada.

2.6 Ejemplo IV: Gasificación de Biomasa de Residuos Diversos. Un sistema de gasificación llamado "Pyroneer" se ha desarrollado durante los últimos 15 años en colaboración con la Universidad Tecnológica de Dinamarca y la Danish Fluid Bed Technology (DFTB), entre otros. El proceso se basa en la gasificación a bajas temperaturas (corrientes ascendentes) de

(46) www.tke.dk (47) www.dongenergy.com (48) La empresa Topsoe contribuirá con el acondicionamiento de gas y con la tecnología de metanización.

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comercializadora de una serie de soluciones de energía basados en el concepto de Stirling. Motores de las compañías Stirling están actualmente disponibles en el mercado en forma de calor combinado y módulos, con una potencia de 35 a 140 kWe de potencia y calor kWth 140-560. Los módulos pueden ser combinados en un sistema de entrega de 560 kWe de potencia y 2240 kWth de calor. Los sistemas son ideales para la calefacción/refrigeración y generación de energía en los edificios grandes, pequeños, los establecimientos industriales y explotaciones agrícolas y para generación de energía en comunidades aisladas.

La central de energía será la primera de su tipo cuando entre en funcionamiento a fines de 2012, y podrá ser replicada en el resto del mundo. (49) El proyecto es propiedad del consorcio GoBiGas(49) (Gothenburg Biomass Gasification), y como principal propietario Göteborg Energi AB. La planta se emplazará junto a la Central de Calefacción del distrito Rya en Gotemburgo.

3 Motores Stirling A diferencia de los motores de combustión interna (por ejemplo, gasolina, diesel y motores de gas natural), los motores Stirling son impulsados por una fuente de calor externa y por tanto no dependiendo de los combustibles de alta calidad. Esto hace que los motores Stirling sean especialmente adecuados para la utilización de recursos de biomasa.

Cabe señalar que el motor Stirling no es adecuado para aplicaciones industriales donde el vapor se requiere que la salida será en forma de agua caliente. Además, con el fin de mejorar la economía del proyecto de puesta en marcha, el motor Stirling sólo debe utilizarse cuando una carga de base de calor se requiere durante aprox. 8 meses del año. La producción de electricidad debe ser considerada como un subproducto de crear una fuente adicional de ingresos para mejorar el retorno de la inversión. En principio, los motores Stirling DK pueden generar electricidad de cualquier fuente de calor de alta temperatura. Posibles fuentes de energía incluyen, por ejemplo, astillas de madera, aceite y grasa biológica, biogás y un diverso rango de diferentes energías.

El motor Stirling es especialmente adecuado como un sistema de carga de base con una demanda anual de calefacción en el rango de 1 a 10 GWh El sistema puede ser diseñado en el marco de gasificadores de biomasa que las cámaras de alimentación de combustión con un motor Stirling montado. La eficiencia eléctrica y el calor son aprox. 20% y 70% respectivamente, lo que resulta en una eficiencia global del sistema de aprox. 90% (siempre que exista una demanda de calor).

Hasta el año 2014 la empresa Sterling.dk sólo se refiere a los mercados de la UE, pero hasta entonces un proyecto piloto fuera de la UE puede ser considerado siempre que el proyecto cumpla con ciertos requisitos.

Ventajas: Fácil control de combustión de gas con bajas emisiones. Completamente automático No requiere limpieza de gas o filtraciones de gas. Pocos componentes. Tecnología comprobada Requerimiento de combustible flexible (35 – 55 % humedad de las astillas de maderas)

4 Motores de vapor Esta es una tecnología disponible fuera de la plataforma comercial que es relativamente caro, pero muy confiable y sobre todo procedente cuando existe abundancia de biomasa barata. La eficiencia de los motores no es muy alta (aprox. 13%), pero la seguridad de funcionamiento es muy alta y el mantenimiento es simple.

Los motores Stirling se combinan a menudo con los gasificadores que convierten la biomasa en gas combustible (como se describe en una sección aparte anterior). El motor Stirling se coloca en la cámara de combustión y utiliza la diferencia de temperatura del proceso de combustión y el entorno para producir electricidad. La empresa Stirling.dk es actualmente la

El ciclo del motor de tipo tornillo se basa en el proceso convencional de Rankine. En frente al proceso de turbina de vapor el vapor se expande en un motor de tipo tornillo, que está conectado a un generador produciendo energía eléctrica.

(49) www.goteborgenergi.se/English/Proyects/GoBiGas_Gothenburg_Biomass_Gasification_Project

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El motor de tipo tornillo se deriva de los compresores de tornillo y, en consecuencia, basado en el motor amplio know-how. motores tipo tornillo son adecuadas para instalaciones de cogeneración de biomasa en el rango de 200 a 2.500 kWel, donde los parámetros de vapor puede variar, debido a las variaciones del contenido de agua de combustible y el tipo de combustible de biomasa utilizados, y donde un diseño simple y pesado es necesario, permitiendo bajos costos operativos y de mantenimiento. Máquinas de vapor tipo tornillo para la biomasa cogeneración a pequeña escala las aplicaciones tienen un número de ventajas en comparación con las turbinas de vapor convencionales y máquinas de vapor: -

convencionales que han sido considerados, en muchos casos, como una amenaza contra el suministro de alimentos y la biodiversidad. La segunda generación de biocombustibles puede contribuir a la solución de estos problemas y a abastecer en mayor proporción nuestro suministro de combustible de manera sostenible, además son económicamente accesibles y con mayores beneficios ambientales. Las centrales constan de lignina, hemicelulosa y celulosa, las tecnologías de segunda generación usan una, dos o todos estos componentes. El objetivo de los procesos biocombustibles de segunda generación es optimizar la cantidad de biocombustible que puede ser producido de forma sostenible mediante el uso de biomasa compuesta de residuos no comestibles de cultivos disponibles, tales como tallos, cáscaras y hojas que a menudo son desechados una vez que el cultivo de alimentos ha sido cosechado. También se aplica a cultivos que no se utilizan con fines alimenticios (cultivos no alimenticios), como la paja, hierba, jatrofa, cosecha entera de maíz, miscanthus y cereales que llevan poco de grano. Desechos industriales tales como astillas de madera, pieles y pulpa de frutas exprimidas, racimos vacíos de frutas y otros, también pueden ser utilizados.

comparativamente alta eficiencia eléctrica para las unidades de cogeneración a pequeña escala (<1.000 kWe) El motor de tipo tornillo tiene una eficacia parcial de la carga muy bien sobre una amplia gama de condiciones de cargas Las fluctuaciones de carga de entre 30 y 100% de la producción nominal de la energía eléctrica no son un problema El motor de rosca no es sensible a las fluctuaciones de la calidad del vapor. Incluso las gotas de agua en vapor, que puede ocurrir en una caldera simple debido al mal funcionamiento o los cambios de la calidad del combustible, no causan problemas en los motores de tipo tornillo El ciclo de vapor y el ciclo del petróleo están completamente separadas por un sistema de aire de bloqueo La operación totalmente automática y de fácil manejo ahorra los gastos de personal El motor de tipo tornillo es una máquina muy compacta y provoca bajos costos de mantenimiento

Las secciones siguientes, introduce dos conceptos de biocombustibles de segunda generación que recientemente se han desarrollado en Dinamarca, denominados Inbicon y BioGasol.

4.1 Inbicon La tecnología Inbicon fue originalmente desarrollada para convertir la paja en etanol, alimento para animales y biocombustibles sólidos, pero puede ser adaptado a otros tipos de biomasa, como el rastrojo de maíz, hierbas, cascara de caña, residuos domésticos, etc. La tecnología de núcleo de Inbicon, probado inicialmente en nuestras centrales piloto a partir de 2003, es un proceso de tres etapas: acondicionamiento mecánico de la biomasa, tratamiento previo hidrotermal y la hidrólisis enzimática. El proceso libera de la central, bloques armados de materia: celulosa, hemicelulosa y lignina, transformándolos para fines útiles.

La compañía del BIOS BIOENERGIESYSTEME GmbH, Alemania es una de las empresas que puede ofrecer el tornillo estándar máquinas de vapor tipo, que utilizan la biomasa como combustible.

5 Biocombustibles de Segunda Generación Los biocombustibles de segunda generación han sido desarrollados a fin de resolver uno de los dilemas de la primera generación de biocombustibles

El primer paso -acondicionamiento mecánicocomienza por el corte de fardos de biomasa de gran tamaño en pequeñas piezas. Luego es acondicionado

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utilizando un método específico, lo que hace que sea más fácil de procesar.

de la materia prima, optimizando al máximo la cantidad de biocombustibles y reduciendo al mínimo la eliminación de agua procesada.

Como el pre-tratamiento, Inbicon produce una mayor concentración de azúcar en el líquido que será fermentado, la “cerveza“ resultante o alcohol concentrado es por lo menos el doble (30-40% de materia seca) del porcentaje normal esperado en el procesamiento de etanol celular. Así cada lote tiene mucha menos agua y mucho más etanol, aumentando aún más el rendimiento y la eficiencia. Esto da como resultado un combustible renovable de menor costo para el consumidor.

La clave para el éxito de la producción de bioetanol de segunda generación se encuentra en el uso adecuado de la materia prima con una tecnología respetuosa del medio ambiente. Por lo tanto el esquema del proceso general BioGasol se ha definido para producir la máxima cantidad de biocombustibles por unidad de materia prima y para incrementar los beneficios del proceso mediante la utilización de los residuos, conversión de energía y de refinación de subproductos.

Se ha construido una planta de demostración en Kalundborg (Dinamarca), integrado con la cercana Estación de Energía de Asnaes Power, propiedad de la empresa matriz DONG Energy.

El principal producto es el bioetanol - pero la producción de otros biocombustibles, como el metano, hidrógeno y otros valiosos productos derivados de las partes de la biomasa, no adecuado para la producción de etanol, tal combustible sólido agrega un valor total a los beneficios globales del proceso.

La primera refinería Inbicon a biomasa, procesa anualmente 33.000 toneladas de paja que se traduce en la producción de 1,4 millones de galones de etanol celular, 14.333 toneladas de lignina y 12.128 toneladas de melaza C5. (50)

BioGasol ha desarrollado un nuevo proceso previo altamente eficiente y de costo efectivo para la apertura de biomasa lignocelulósica y un C5 único de fermentación, permitiendo la conversión de todos los carbohidratos disponibles en la biomasa dentro el etanol y siendo capaz de aumentar y maximizar notablemente el rendimiento del etanol.

Inbicon está planificando proyectos en Malasia y los Estados Unidos que producirán aprox. 7,5 y 20 millones de galones al año, respectivamente. Esta tecnología puede proporcionar una solución a la escasez de producción de combustibles renovables a partir de cultivos no alimenticios y puede ser adaptada a los residuos del cultivo disponibles. El proceso de Inbicon puede convertir la paja del trigo en Dinamarca o Dakota del Norte, mazorcas de maíz y rastrojo en Ontario o Iowa o China, racimos vacíos de fruta en la Península de Malay y la cáscara de caña de azúcar en Brasil o Bolivia. (51)

El objetivo es producir bioetanol sostenible y respetuoso del medio ambiente como sea posible. El concepto incluye tanto la recirculación y reutilización de todas las corrientes producidas en el proceso. La reutilización de agua procesada es posible gracias a la integración de una parte de la producción de biogás en proceso. De esta manera se purifica las aguas residuales tóxicas, pudiendo ser reutilizados en el sistema, al mismo tiempo que el biogás se está produciendo.

4.2 BioGasol El concepto tecnológico de BioGasol es desarrollado para resolver los principales obstáculos para la producción de bioetanol a partir de materiales lignocelulósicos utilizando una conversión rentable

El concepto BioGasol consta de las siguientes fases: (i) pre-tratamiento, (ii) hidrólisis; (iii) fermentación, (iv) digestión anaeróbica de aguas procesadas y recirculación.

(50) www.inbicon.com/Biomass%20Refinery/Pages/Inbicon_Biomass_Refinery_at_kaludborg.aspx (51) www.inbicon.com/the%20ethanol%20solution/Pages/the%20ethanol%20solution.aspx

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Figura 2: Ilustración del concepto de proceso BioGasol

Dinamarca y uno en el estado de Oregón en los Estados Unidos. En lo que respecta a Dinamarca, BioGasol se está construyendo una central de materia prima flexible Born BioFuel, en la isla de Bornholm, donde se demostrará cómo el proceso de conceptos puede ser rentable adaptando a los bajos costos de la materia prima en la región. En colaboración con Pacific Ethanol se construirá una central de etanol de celulosa, localizada y emplazada compartiendo espacio común con una central de etanol y maíz con en Boardman, Oregón, en los EE.UU. del Norte de la Costa Oeste. (52)

Una de las ventajas del concepto es que casi todos los carbohidratos en la materia prima se convierten en bioetanol (producto principal) e hidrógeno, mientras que la fracción no utilizada se convierte en metano. Aproximadamente el 15% del material de entrada se separará como un combustible sólido, pudiendo ser utilizado para la combustión. Esta fracción puede aumentar o re-distribuirse a la unidad de pretratamiento y utilizarse junto con materia prima fresca. Desde 2006 el concepto se aplica en escala piloto en la Universidad Técnica de Dinamarca. BioGasol está trabajando actualmente en dos proyectos, uno en

(52) www.biogasol.com/Concept-and-Technology-51.aspx

Anexo III: Costos de Producción de Tecnologías de Biomasa Proyectos de Referencia INGENIOS AZUCAREROS Empresa

Capacidad de molienda (TCD)

Guabirá UNAGRO La Bélgica San Aurelio Bermejo TOTAL

Potencia estimada (MW)

16.000 15.000 6.000 10.000 4.000 51.000

21 20 8 13 5 67

Inversión requerida sin calderas ($US) 12.600.000 11.812.500 4.725.000 7.875.000 3.150.000 40.162.500

Datos utilizados Potencia / capacidad de molienda de Guabirá Inversión por kW excluyendo calderas Inversión por kW incluyendo calderas

Inversión requerida con calderas ($US) 31.500.000 29.531.250 11.812.500 19.687.500 7.875.000 100.406.250

Valor

Situación Actual Está generando energía desde 2009 Cuenta con estudios necesarios Sin avance conocido Sin avance conocido Sin avance conocido

Unidad

0,0013125 MW/TCD 600,00 $US/kW 1500,000 $US/kW

Fuente Guabirá Energía S.A. Guabirá Energía S.A. Guabirá Energía S.A.

RELLENOS SANITARIOS

Proyecto

Reducción anual de emisiones al quemar metano (ton CO2e)

Fuente de información:

Generación Generación Potencia anual de anual estimada metano estimada (kW) (toneladas) (MWh/año)

Alpacoma (La Paz)

34.710

Estudio de Factibilidad rellenos ciudad de La Paz

1.653

8.297

1.466

Villa Ingenio (El Alto)

29.165

Estimado en base a la cantidad de basura

1.389

6.972

1.232

Kara Kara (Cochabamba) 28.213

Estimado en base a la cantidad de basura

1.343

6.744

1.192

Santa Cruz

PDD Proyecto de quema de gas del relleno sanitario de Santa Cruz

3.937

19.764

3.493

8.322

41.778

7.383

TOTAL

82.680 174.768

Fuentes de información sobre proyectos de la región: PDD Tecamac – EcoMethane Landfill Gas to Energy Project (México) PDD Bionersis project on La Duquesa landfill (República Dominicana) PDD Tultitlan – EcoMethane Landfill Gas to Energy Project (México) PDD Huaycoloro landfill gas capture and combustión (Perú) PDD Methane capture and destruction on Las Heras landfill in Mendoza (Argentina)

PLANTAS DE TRATAMIENTO DE AGUAS Generación

Reducción anual de Fuente de información:

emisiones al quemar Proyecto

metano (ton CO2e)

anual de metano (toneladas)

Generación anual estimada (MWh/año)

Potencia estimada (kW)

Inversión requerida ($US)

Puchukollo (El Alto)

34.600

PDD Puchukollo (ODL)

1.648

9.538

3.246

9.577.142

Alba Rancho (Cochabamba)

27.300

PDD Alba Rancho (ODL)

1.300

7.526

2.561

7.556.531

Saguapac (Santa Cruz) TOTAL

36.674

PDD Saguapac

1.746 4.694

10.110 27.175

3.440 9.247

10.151.217 27.284.889

98.574 Datos utilizados

Potencial de Calentamiento Global de metano Generación de energía por ton metano en plantas de tratamiento de aguas Potencia por ton metano en plantas de tratamiento de aguas Inversión por kW en plantas de tratamiento de aguas

Valor

Unidad

21 5,79

MWh/ton metano

1,97

kW/ton metano/año

2950,62

$/kW

Fuentes de información sobre proyectos de la región: PDD Methane Recovery and Electricity Generation Project GCM 25 (México) PDD EECOPALSA – Grid connected renewable electricity generation from biogas recovered at PALCASA Palm Oil Mill (Honduras) PDD Biogas energy plant from palm oil mill effluent (Guatemala)

Fuente IPCC En base a PDDs de proyectos parecidos de Latinoamérica En base a PDDs de proyectos parecidos de Latinoamérica En base a PDDs de proyectos parecidos de Latinoamérica

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4.3 Fluidos Súper Críticos – SCF

6 Pilas de Combustible

La compañía SCF TECHNOLOGIES A/S ha desarrollado el llamado proceso de CatLiq, es capaz de convertir residuos y biomasa en un costoso y competitivo sustituto verde del petróleo crudo que puede ser utilizado para la producción de calor y electricidad o para perfeccionarse en combustible de transporte.

Las pilas de combustible tienen la capacidad de convertir la energía química de un combustible en electricidad, sin el uso de partes mecánicas móviles. Las mismas deben ser consideradas como una especie de batería, sin embargo requieren de un flujo continuo de combustible.

A diferencia de las tecnologías de combustión y gasificación existentes que son las más adecuadas para los residuos secos y la biomasa, esta tecnología es capaz de generar energía a partir de residuos húmedos y biomasa que contiene más del 50% de agua.

La tecnología de pilas de combustible es una tecnología prometedora que podría ser utilizada para aumentar la eficiencia en la conversión de biomasa en electricidad. Una pila de combustible típica convierte aprox. 50% del contenido energético del combustible en electricidad y 50% en calor, por lo que supera a todas las otras tecnologías energéticas de conversión, especialmente en lo que se refiera a pequeñas centrales de energía descentralizadas. Por otro lado, a pesar de que hay pilas de combustible disponibles comercialmente, se encuentran a precios muy elevados, requieren de combustible muy limpio y su fiabilidad operacional a largo plazo no se ha probado. En el contexto de la electrificación rural, la tecnología de pilas de combustible se encuentra en una etapa inicial, pero debe considerarse como una tecnología muy interesante para un futuro cercano.

El proceso de CatLiq® tiene una alta flexibilidad de alimentación y es capaz de utilizar un número de entradas con valor bajo o sin valor, como: • Los lodos de tratamiento de aguas residuales • El estiércol de la producción ganadera • Los residuos de la elaboración de alimentos • Residuos de la producción de etanol y la producción de bio-diesel • Algas Las materias primas pueden ser utilizadas por separado o en una mezcla.

Las pilas de combustible convencionales se agrupan en dos tipos básicos de pilas: pilas PEM (Proton Exchange Membrane) y pilas de alta temperatura (SOFC, MCFC, y recientemente PCFC). La pila de combustible PEM es la más común y utiliza el hidrógeno como combustible. Las pilas de combustible de alta temperatura están diseñadas para una variedad de combustibles (hidrocarburos y alcoholes) que los hacen apropiados en relación a los combustibles de biomasa como el biogás, la biomasa gasificada, y el gas natural sintético.

El proceso convierte los residuos orgánicos húmedos y la biomasa en cuatro productos corrientes separadas: • Aceite • Gas • Minerales (fósforo, por ejemplo) • Los afluentes del agua El aceite del producto es un sustituto del petróleo crudo con un valor de calentamiento de aprox. 35 MJ / l que es similar al petróleo crudo fósil. El aceite puede ser almacenado y mezclado con el crudo fósil que lo convierte en un combustible ecológico flexible.

Las pilas de combustible de alta temperatura convencionales contienen materiales cerámicos que los hacen más caros. Recientemente, materiales alternativos han sido identificados, capaces de rebajar su precio. En contraparte aumenta el tamaño sus partes mecánicas, de esta manera se acerca a convertirse en una tecnología de energía comercial competitiva.(54)

El gas es utilizado internamente para procesos de calefacción, mientras que los minerales y el agua pueden ser utilizados tal cual o ser tratados (53) posteriormente con el fin de maximizar su valor.(53)

(53) www.scf-technologies.com (54) Por ejemplo, existe la disponibilidad comercial de pilas de combustible SOFC de la empresa Topsoe. www.topcefuelcell.com.

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2. Potencial de energías renovables en Bolivia

Anexo IV: Términos de Referencia Consultoría “Plan Estratégico para el Desarrollo de Energías Renovables en Bolivia, Fase 1”

2.1 Eólica Bolivia tiene un potencial eólico localizado debido a sus condiciones geográficas, sin embargo, a pesar de ello se han identificado corredores de viento, en los cuales es posible realizar la explotación de este recurso en condiciones óptimas. Estos corredores están ubicados en las siguientes áreas:

1. Antecedentes 1.1 Introducción La Constitución Política del Estado Plurinacional de Bolivia establece en su artículo 378 que las diferentes formas de energía y sus fuentes, constituyen un recurso estratégico, su acceso es un derecho fundamental y esencial para el desarrollo integral y social del país, y se regirá por los principios de eficiencia, continuidad, adaptabilidad y preservación del medio ambiente. Es prioridad del Gobierno, llevar adelante un decidido esfuerzo por mejorar los actuales niveles de cobertura, sobretodo en el área rural, aumentar la capacidad de generación de todo el sistema, integrar al país con mayores líneas en alta, media y baja tensión y aumentar la participación de las energías renovables dentro de la matriz energética con el propósito de diversificar la oferta de energía eléctrica, propiciando el uso de energías compatibles con la conservación del medio ambiente.

Sudeste del Departamento de Santa Cruz en una zona de orografía llana y con densidades de aire elevadas.

Corredor Oeste – Este, en un eje La PazCochabamba-Santa Cruz

Corredor Norte – Sur, en un eje La Paz-PotosíUyuni

Sud oeste del departamento de Potosí, en el área de influencia Laguna Colorada

Se estima que el potencial eólico de Bolivia supera los 100 000 MW de potencia, considerando el avance tecnológico actual de aerogeneradores. Como se puede ver en el mapa eólico de Bolivia, el potencial es comparable con los mejores emplazamientos del continente europeo. Sin embargo, si bien a nivel macro el potencial es interesante, lo que aún no se tiene es la identificación en terreno de los sitios de posibles emplazamientos, debido a la ausencia de mediciones de campo.

Las energías renovables son consideradas como estratégicas dentro del Plan Nacional de Desarrollo (PND), en particular en las políticas de desarrollar infraestructura eléctrica para atender las necesidades internas y generar excedentes con la exportación de electricidad y de soberanía e independencia energética del país.

2.2 Solar Todo el territorio de Bolivia está ubicado en una franja que recibe la mayor cantidad de radiación solar del planeta. El promedio anual del país se estima en 5 kWh/m 2 día, lo cual habilita su utilización en prácticamente todo el territorio nacional.

Dentro de este contexto, el Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas solicitó apoyo a la cooperación danesa para la elaboración del Plan Estratégico para el desarrollo de Energías Renovables en Bolivia, documento que puede aportar a viabilizar el desarrollo de estas tecnologías. La elaboración del plan comprende 2 fases; los TDRs a seguir presentan el alcance para la Fase 1, que - entre otros aspectos - debe definir a partir de un relevamiento de información, los alcances para la Fase II. (Rewashing).

Sin embargo se debe hacer notar que el Altiplano boliviano tiene una situación excepcional debido a su altura, pues la radiación solar que recibe esta porción del territorio, puede ser hasta un 30% más que el promedio nacional.

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solar; y, b) la baja temperatura ambiente que incrementa la eficiencia de los paneles fotovoltaicos. El aprovechamiento térmico puede realizarse en todo el país sin excepción.

En estas condiciones se puede afirmar que pensar en la producción de energía eléctrica a gran escala con plantas situadas en el altiplano tendrían un rendimiento excepcional, debido a dos factores que se suman en este caso: a) el alto valor de la radiación

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2.3 Biomasa

2.4 Hidroelectricidad

Datos preliminares indican que el potencial de las zonas del llano boliviano, principalmente del norte, noroeste y este, que incluyen a los departamentos de Pando, Beni y parte de Santa Cruz, se basa en la valorización energética de pastizales ganaderos en desuso, barbechos y residuos vegetales de explotaciones agroforestales.

El potencial hidroeléctrico de Bolivia es muy grande, apenas se tendría explotado actualmente un 1% del total del potencial existente. En este caso, existen dos posibilidades para el desarrollo de la hidroenergía, el primero de ellos es la realización de grandes emprendimiento hidroeléctricos en los cuales actualmente está embarcada la empresa nacional ENDE; una segunda posibilidad es el desarrollo de la microhidroenergía.

La construcción de plantas de biomasa, acompañada de una gestión territorial y medioambiental de la zona, podría traducirse en la generación de electricidad para su inyección al SIN en poblaciones que han sido integradas recientemente a la red, pero también en comunidades y poblaciones alejadas, donde la producción de energía eléctrica se satisface mediante grupos generadores a diesel, de baja eficiencia y sostenibilidad.

Si bien los grandes emprendimientos en hidroelectricidad ya están en proceso de identificación y desarrollo, no es menos importante el impulsar el desarrollo de las micro centrales hidroeléctricas, tanto desde una perspectiva de generación descentralizada para poblaciones aisladas, como también de posibilidades de interconexiones a la red, bajo un concepto de generación distribuida.(55) (55)

(55) Generación distribuida. Una opción para las energías renovables, publicado en: energía, energía donde estas? http://www.borradorum.blogspot.com

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1. Alcance del Plan Estratégico para EL DESARROLLO DE ENERGIAS RENOVABLES EN BOLIVIA

Energía eólica

Energía solar

El plan estratégico para el desarrollo de las energías renovables en Bolivia, debe ser formulado con un horizonte hasta el año 2020 y en el cual se establezcan los lineamientos para el desarrollo de este tipo de energías, que consideren la mitigación del cambio climático como aspecto importante para su implementación.

Biomasa

Hidroelectricidad

Se relevarán los datos sobre el potencial existente en cada uno de los energéticos seleccionados, para conformar un sistema de información geográfica SIG y un atlas de energías renovables (en formato GIS). El estudio tocará dos escalas de aplicaciones tecnológicas de las energías renovables: · las soluciones descentralizadas y de pequeña y mediana escala en las cuales se realizará un poco más de énfasis tecnológico y microeconómico

El plan debe considerar los siguientes acápites (headings): Inventario de recursos · Desarrollo de un sistema de información geográfica SIG (una base de datos) de las fuentes de energías renovables. · Elaboración de un Atlas sobre energías renovables de Bolivia. · Determinación del potencial energético solar, eólico, hidroeléctrico y de biomasa, establecido en un sistema de información geográfica SIG

Inventario de tecnologías disponibles · Estado del arte de las tecnologías. · Tipologías de proyectos en las distintas zonas del país. Inventario de actores · Inventario de actores (instituciones) activos en este campo. · Demanda actual y futura de energía eléctrica.

y las aplicaciones de gran potencia (como parques eólicos a gran escala, centrales hidroeléctricas de varios megawatts), se tocarán más bien aspectos generales y estratégicos para su desarrollo, efectuando análisis de costos/tarifas calculados sobre modelos adaptados para Bolivia.

Bajo ese enfoque se realizará una revisión de modelos de incentivos existentes a nivel general para impulsar el desarrollo de las energías renovables como los modelos de tarifas a largo plazo, subsidios a la inversión, incentivos fiscales y tributarios, normas y reglamentaciones para uso de las energías renovables (incorporación obligatoria en construcciones, etc.).

Marco financiero y regulatorio · Aspectos financieros. · Marco regulatorio. · Lineamientos de políticas de incentivos hacia los usuarios finales e inversionistas.

Se desarrollará un capítulo específico sobre las medidas de generación distribuida como opción para incentivar el uso de las energías renovables a gran escala por parte de usuarios individuales. Se verán las tecnologías que podrían ser incorporadas en este concepto y las medidas normativas, reglamentarias y tarifarias necesarias para facilitar su desarrollo.

Medidas de acompañamiento para la oferta técnica/cadena de suministro · Creación de empleo de calidad y sostenible. · Formación de los profesionales bolivianos. Plan de inversión · Desarrollo de las inversiones.

Finalmente se calcularán los impactos probables de una introducción masiva de las energías renovables a pequeña y gran escala, incluyendo los impactos en generación de empleo, la necesidad de formación de recursos humanos y aspectos como innovación tecnológica.

Impactos · Incrementos de los ingresos por venta de gas sustituido por las energías renovables. · Aspectos medio ambientales y de cambio climático.

3.2 Metodología

3.1 Alcance

Como fue mencionado, el trabajo será desarrollado en 2 fases; a continuación se define referencialmente el alcance para la Fase 1:

La formulación del Plan comprende 2 fases que incluyen el análisis para el aprovechamiento de los siguientes recursos:

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El producto estará apto para localizarlo en un portal web que permita un acceso amplio a este producto.

3.2.1 Fase 1 Datos previos Recolección, contrastación y análisis de datos para la posterior elaboración de una base de datos y Atlas de recursos energéticos renovables.

3.2.3 Estado de desarrollo de las tecnologías eólica, solar, micro hidráulica, biomasa.

Eólica Para la estimación y cálculo de los recursos eólicos se tomarán como base los resultados del “Atlas Eólico de Bolivia”.

Se realizará una inventariación de las tecnologías disponibles en el mercado según las especificaciones técnicas y costos. El concepto que se aplicará será el de “disponibilidad de la tecnología”, lo que significa:

Solar En cuanto a la energía solar, se utilizarán las bases de datos de la NASA, de MeteoSat, y del programa MeteoNorm.

que se consideran tecnologías disponibles a las que tienen un desarrollo completo de su cadena de suministro y con know how local

Se consultarán datos históricos del Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología de Bolivia (SENAMHI) y otras fuentes disponibles.

para su gestión. ·

Biomasa Se obtendrán datos de producción agrícola y forestal tomando en cuenta consideraciones técnicas para la generación de energía eléctrica y de calor (Cogeneración), para lo cual se accederá a todas las fuentes de datos existentes de alcance nacional como internacional.

Adicionalmente se identificará tecnologías con potencial elevado de introducción en el país, para recomendar su experimentación a nivel piloto.

3.2.4 Determinación del potencial Se realizarán estudios en campo para el muestreo y recolección de material de biomasa, así como los análisis preliminares de gestión territorial y de medio ambiente necesarios para el aprovechamiento energético de la biomasa en localidades de interés estratégico.

Con base a los datos previos, se evaluará el potencial de recursos renovables que pueden ser aprovechados para la producción de energía eléctrica.

Se contratará los servicios especializados necesarios para la cuantificación y análisis de material de biomasa originado por residuos de silvicultura, barbechos, actividades agroforestales y ganaderas.

Se desarrollarán escenarios preliminares con el Potencial de recursos renovables para la producción de energía eléctrica mediante el aprovechamiento de energías eólica, solar, de biomasa y micro hidráulica.

Hidráulica Se partirá de la información existente y relevada por el estudio de Regionalización Energética de Bolivia, realizado en los años 90 por la OEA y el Ministerio de Energía e Hidrocarburos de 1990.

3.2.5 Conclusiones y recomendaciones El contenido del trabajo desarrollado en el presente documento de “Diagnóstico para la Elaboración del Plan Estratégico de Desarrollo de las Energías Alternativas en Bolivia (2012 -2020)”, servirá como insumo principal para la formulación de la Fase II, “PLAN ESTRATÉGICO PARA EL DESARROLLO DE ENERGÍAS RENOVABLES EN BOLIVIA, FASE 2”, que será realizada bajo la coordinación del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, a través del Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas.

3.2.2 Bases de datos: Atlas de Energías Renovables en Bolivia Se establecerá un sistema de información georeferenciada (la base de datos) además de la elaboración de un Atlas de los recursos renovables del país, en formato digital GIS y su desarrollo numérico para su publicación.