Brasil Producto 1 y 2 Esp 02
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AGOSTO 2011 Observatorio de Energías Renovables en América Latina y el Caribe BRASIL Informe Final Producto 1: Línea Base de las Tecnologías Energéticas Producto 2: Estado del Arte C www.tehrantimes.com El presente documento fue elaborado por los consultores: PARQUE TECNOLÓGICO ITAIPU (PTI) y CENTRO DE HIDRO-INFOMÁTICA (CIH) Los criterios expresados en el documento son de responsabilidad del autor y no comprometen a las organizaciones auspiciantes, Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y Organización de las Naciones Unidas para Desarrollo Industrial (ONUDI). Se autoriza la utilización de la información contenida en este documento con la condición de que se cite la fuente. Brasil- Productos I y II CASO BRASIL Informe Final Productos 1 y 2 Brasil- Productos I y II TABLA DE CONTENIDO 1. RESUMEN EJECUTIVO ......................................................................................................................... 8 2. LÍNEA DE BASE DE LAS TECNOLOGÍAS ENERGÉTICAS DE BRASIL ........................................................ 12 2.1. INTRODUCCIÓN.................................................................................................................................... 12 2.2. METODOLOGÍA .................................................................................................................................... 14 2.3. SITUACIÓN ENERGÉTICA DE BRASIL EN 2009 ............................................................................................. 16 2.3.1. Energía eólica .......................................................................................................................... 16 2.3.2. Biodiesel .................................................................................................................................. 16 2.3.3. Caña de azúcar y alcohol......................................................................................................... 17 2.3.4. Energía eléctrica...................................................................................................................... 17 2.3.5. Petróleo y derivados ................................................................................................................ 19 2.3.6. Gas natural.............................................................................................................................. 19 2.3.7. Carbón vapor y carbón metalúrgico ........................................................................................ 19 2.4. RESULTADOS ENERGÉTICOS DE BRASIL (2009) ........................................................................................... 19 2.4.1. Producción de energía primaria .............................................................................................. 20 2.4.2. Dependencia externa de energía 1 - Año 2009 ....................................................................... 21 2.4.3. Oferta interna de energía primaria ......................................................................................... 21 2.4.4. Variación de la oferta interna de energía en 2009 .................................................................. 22 2.4.5. Variación % oferta interna de energía..................................................................................... 23 2.4.6. Consumo final por fuente - Año 2009...................................................................................... 24 2.4.7. Consumo final por sector – Año 2009 ..................................................................................... 25 2.4.8. Oferta interna de energía – OIE .............................................................................................. 26 2.4.9. Emisiones de CO2 .................................................................................................................... 26 2.5. SECTOR ELÉCTRICO BRASILEÑO ................................................................................................................ 28 2.5.1. Grandes inversiones del siglo XX ............................................................................................. 28 2.5.2. Potencial hidráulico ................................................................................................................. 30 2.5.3. Energía eólica ......................................................................................................................... 30 2.5.4. Expansión de la capacidad instalada nacional (MW).............................................................. 30 2.5.5. Demanda de electricidad – Año 2009 ..................................................................................... 33 2.5.6. Composición sectorial del consumo de electricidad ................................................................ 33 2.5.7. Consumo per cápita ................................................................................................................ 34 2.6. SITUACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO BRASILEÑO EN EL AÑO 2009 ................................................................... 35 2.7. TARIFAS .............................................................................................................................................. 38 2.7.1. Costo del Mwh ........................................................................................................................ 40 2.8. LOS GRANDES APAGONES BRASILEÑOS ...................................................................................................... 40 2.8.1. Apagón del 10 de noviembre de 2009 ..................................................................................... 41 2.8.2. Consecuencias de la ocurrencia y recomposición del sistema................................................. 42 2.8.3. Análisis de la ocurrencia y medidas propuestas ..................................................................... 43 2.8.4. Perspectivas para la energía eléctrica en Brasil ...................................................................... 44 2.9. MARCO LEGAL E INSTITUCIONAL DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES ..................................................................... 44 2.9.1. Organización formal del sector energético brasileño .............................................................. 44 2.9.2. Legislación del sector energético brasileño ............................................................................. 48 2.9.3. Ambiente de Contratación Regulada (ACR) o Ambiente de Contratación Libre (ACL) ......... 50 2.9.4. Historia del mercado libre ....................................................................................................... 50 2.9.5. Generación distribuida ............................................................................................................ 51 2.10. INSTALACIONES RELEVANTES DE ENERGÍAS RENOVABLES POR TIPO DE TECNOLOGÍA........................................... 52 2.10.1. Biomasa ................................................................................................................................ 52 2.10.1.1. Bagazo de caña de azúcar .............................................................................................................. 54 2.10.1.2. Residuos de madera ...................................................................................................................... 55 2.10.1.3. Licor negro ..................................................................................................................................... 56 2.10.1.4. Biogás ............................................................................................................................................ 57 2.10.1.5. Cáscara de arroz ............................................................................................................................ 58 2.10.1.6. Carbón vegetal .............................................................................................................................. 59 2 Brasil- Productos I y II 2.10.2. Energía eólica ........................................................................................................................ 59 2.10.3. Energía hidráulica ................................................................................................................. 62 2.10.3.1 Pequeñas centrales hidroeléctricas ................................................................................................ 65 2.10.3.2 Plantas hidroeléctricas.................................................................................................................... 67 2.10.4. Energía fotovoltaica .............................................................................................................. 70 2.11. LECCIONES APRENDIDAS ...................................................................................................................... 71 3. ESTADO DEL ARTE – CASOS DE ESTUDIO BRASIL ............................................................................... 72 3.1. INTRODUCCIÓN.................................................................................................................................... 72 3.2. METODOLOGÍA .................................................................................................................................... 73 3.2.1 Criterios para la selección del estudio de caso ......................................................................... 74 3.2.2 Etapas de la descripción de los estudios de caso ...................................................................... 74 3.3 ASPECTOS TÉCNICOS DEL PROYECTO .......................................................................................................... 75 3.4. ESTUDIO DE CASO 1: GRANJA SÃO PEDRO (COLOMBARI) – SÃO MIGUEL DO IGUAÇU/PARANÁ – PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A PARTIR DE BIOGÁS .......................................................................................................... 77 3.4.1. Descripción general del proyecto ............................................................................................ 77 3.4.2. Contexto .................................................................................................................................. 78 3.4.3 Objetivos .................................................................................................................................. 80 3.4.4 Proceso de producción y productos .......................................................................................... 80 3.4.5. Aspectos legales ...................................................................................................................... 82 3.4.6. Análisis de actores ................................................................................................................... 83 3.4.7. Aspectos económicos .............................................................................................................. 84 3.4.8. Aspectos tecnológicos ............................................................................................................. 85 3.4.9. Aspectos productivos .............................................................................................................. 86 3.4.10. Aspectos socioambientales ................................................................................................... 87 3.4.11. Créditos de carbono .............................................................................................................. 88 3.4.12. Replicabilidad ........................................................................................................................ 89 3.4.13. Registro fotográfico............................................................................................................... 89 3.4.14. Entrevista .............................................................................................................................. 89 3.5. ESTUDIO DE CASO 2: PEQUEÑA CENTRAL HIDROELÉCTRICA – TOLEDO – OURO VERDE DO OESTE/PARANÁ – PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A PARTIR DEL APROVECHAMIENTO DEL POTENCIAL HÍDRICO ................................ 90 3.5.1. Descripción general del proyecto ............................................................................................ 90 3.5.2. Contexto .................................................................................................................................. 91 3.5.3. Objetivos ................................................................................................................................. 92 3.5.4. Proceso de producción y productos ......................................................................................... 92 3.5.5. Aspectos legales ...................................................................................................................... 95 3.5.5.1. Legislación ambiental sobre la hidroelectricidad............................................................................. 95 3.5.5.2. Legislación sobre recursos hídricos ................................................................................................. 96 3.5.5.3. Legislación referente a las PCH ........................................................................................................ 96 3.5.5.4. Legislación sobre comercialización de energía ................................................................................ 96 3.5.6. Análisis de actores ................................................................................................................... 97 3.5.7. Aspectos Económicos .............................................................................................................. 97 3.5.8. Aspectos tecnológicos y productivos ....................................................................................... 98 3.5.9. Aspectos socioambientales ..................................................................................................... 99 3.5.9.1. Impactos Positivos ......................................................................................................................... 100 3.5.9.2. Impactos Negativos ....................................................................................................................... 101 3.5.10. Créditos de carbono ........................................................................................................................ 101 3.5.11. Replicabilidad ................................................................................................................................. 101 3.5.12. Registro fotográfico........................................................................................................................ 104 4. BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................................ 105 3 Brasil- Productos I y II LISTA DE FIGURAS FIGURA 1: CRECIMIENTO ANUAL DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA PRIMARIA 2000 / 2009 FIGURA 2: OFERTA INTERNA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR FUENTE - AÑO 2009 FIGURA 3: VARIACIÓN OFERTA INTERNA DE ENERGÍA – 2008/2009 FIGURA 4: PORCENTAJE DE OFERTA INTERNA DE ENERGÍA POR FUENTE FIGURA 5: CONSUMO FINAL POR FUENTE 2009 FIGURA 6: CAÍDA DE LAS EMISIONES DE CO2, 2000-2009 FIGURA 7: MAPA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL. FIGURA 8: PRINCIPALES INSTITUCIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO BRASILEÑO FIGURA 9: PORCENTAJE DE LOS COMBUSTIBLES USADOS POR LAS USINAS DE BIOMASA FIGURA 10: FLUJOGRAMA DEMOSTRATIVO DE USINA TERMOELÉCTRICA DE BIOMASA FIGURA 11: PORCENTAJE DE POTENCIA RESIDUOS/DESTINOS FIGURA 12: PORCENTAJE DE USINAS DE LICOR NEGRO POR ESTADO BRASILEÑO FIGURA 13: POTENCIA GENERADA POR AGENTE FIGURA 14: PORCENTAJE DEL COSTO UNITARIO POR PARTES DEL SISTEMA EÓLICO FIGURA 15: FOTO AÉREA DEL COMPLEJO EÓLICO VENTOS DO SUL FIGURA 16: PARQUES EOLOELÉCTRICOS – CONCENTRACIÓN POR ESTADOS FIGURA 17: 15 MAYORES PARQUES EÓLICOS SEGÚN SU POTENCIA FIGURA 18: POTENCIA ELÉCTRICA POR TIPO DE TECNOLOGÍA FIGURA 19: CUENCA DE LOS RÍOS SÃO FRANCISCO Y ARAGUAIA. FIGURA 20: FOTO RÍO TOCANTINS. FIGURA 21: CADENA DE CONVERSIÓN ENERGÉTICA EN UNA HIDROELÉCTRICA FIGURA 22: PRODUCCIÓN DE ITAIPU 1984 – 2009 FIGURA 23: MÁQUINAS INSTALADAS EN ITAIPU – 1984 - 2009 FIGURA 24: ESQUEMA DE GENERACIÓN Y CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA CONVENCIONAL. FIGURA 25: ESQUEMA DEMOSTRATIVO DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA. FIGURA 26: LOCALIZACIÓN DE LA GRANJA SÃO PEDRO (COLOMBARI). FIGURA 27: GRANJA SÃO PEDRO. FIGURA 28: ETAPAS DE LAS OPERACIONES INVOLUCRADAS EN EL PROYECTO DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA. FIGURA 29: CONGLOMERADO INSTITUCIONAL DEL PROYECTO DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA. FIGURA 30: FLUJO DE PRODUCCIÓN. FIGURA 31: CONGLOMERADO INSTITUCIONAL DEL PROYECTO DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA. FIGURA 32: BIODIGESTORES DE LA GRANJA SÃO PEDRO. FIGURA 33: UBICACIÓN DE LA PEQUEÑA CENTRAL HIDROELÉCTRICA SÃO FRANCISCO FIGURA 34: ÁREA DEL EMBALSE DE LA PCH SÃO FRANCISCO. FIGURA 35: CÁLCULO DE LA POTENCIA HIDRÁULICA. FIGURA 36: EN DESVÍO CON CANAL DE ADUCCIÓN Y CONDUCTO FORZADO FIGURA 37: ESQUEMA DE LA TURBINA FRANCIS UTILIZADA EN LA PCH SÃO FRANCISCO. FIGURA 38: COMPONENTES DE UNA PCH. FIGURA 39: POTENCIAL HIDROELÉCTRICO BRASILEÑO POR CUENCA HIDROGRÁFICA – 2008. 12 17 23 23 24 27 34 43 51 52 54 54 55 58 59 59 60 61 62 63 65 67 68 73 74 75 76 77 79 80 81 84 88 89 90 91 92 93 101 4 Brasil- Productos I y II LISTA DE TABLAS TABLA 1: OFERTA INTERNA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR FUENTE - AÑO 2009 TABLA 2: CRECIMIENTO DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA PRIMARIA – AÑOS 2000/2009 TABLA 3: PRODUCCIÓN DE ENERGÍA PRIMARIA - AÑOS 2000/2009 TABLA 4: DEPENDENCIA EXTERNA DE ENERGÍA - AÑO 2009 TABLA 5: OFERTA INTERNA PRIMARIA DE ENERGÍA - AÑO 2009 TABLA 6: VARIACIÓN OFERTA INTERNA DE ENERGÍA – 2008/2009 TABLA 7: VARIACIÓN PORCENTUAL DE LA OFERTA INTERNA DE ENERGÍA – 2008/2009 TABLA 8: CONSUMO FINAL POR FUENTE TABLA 9: CONSUMO FINAL POR SECTOR – AÑO 2009 TABLA 10: OFERTA INTERNA DE ENERGÍA – OIE 2000, 2005, 2008 Y 2009 10³ TEP (TOE) TABLA 11: EMISIONES DE CO2 TABLA 12: POTENCIAL HIDRÁULICO TABLA 13: GENERACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA (GWH) - 2000 A 2009 TABLA 14: EXPANSIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA 2006-2009 - MW TABLA 15: EMPRENDIMIENTOS DE GENERACIÓN EN OPERACIÓN - AÑO 2009 TABLA 16: OFERTA INTERNA DE ENERGÍA ELÉCTRICA 2008 Y 2009 TABLA 17: CARGA DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GWH - AÑOS 2008 Y 2009 TABLA 18: COMPOSICIÓN SECTORIAL DEL CONSUMO DE ELECTRICIDAD - AÑOS 2007 A 2009 TABLA 19: DEMANDA DE ELECTRICIDAD 2009 TABLA 20: CONSUMO PER CÁPITA TABLA 21: LISTA DE LAS ACTAS DE INFRACCIÓN TABLA 22: COSTO MEDIO DEL MWH – R$ TABLA 23: PRODUCCIÓN POR TIPO DE BIOCOMBUSTIBLE TABLA 24: PLANTAS DE BAGAZO DE CAÑA DE AZÚCAR TABLA 25: PLANTAS DE RESIDUOS DE MADERA TABLA 26: PLANTAS MOVIDAS A BIOGÁS TABLA 27: PLANTAS A PARTIR DE LA CÁSCARA DE ARROZ TABLA 28: PLANTAS BRASILEÑAS MOVIDAS A CARBÓN VEGETAL TABLA 29: CAPACIDAD DE GENERACIÓN INSTALADA Y EN OPERACIÓN EN LOS RÍOS TABLA 30: MAYORES PCH DE BRASIL TABLA 31: MAYORES PLANTAS HIDROELÉCTRICAS DE BRASIL TABLA 32: PLANTAS MOVIDAS A ENERGÍA FOTOVOLTAICA TABLA 33: FASES DEL ESQUEMA. TABLA 34: VIABILIDAD ECONÓMICA DEL EMPRENDIMIENTO. TABLA 35: PRODUCCIÓN DE LA GRANJA SÃO PEDRO 17 20 21 21 22 22 23 24 25 26 27 30 30 31 32 32 33 33 34 35 39 40 53 55 55 58 59 59 63 66 68 71 76 84 87 5 Brasil- Productos I y II LISTA DE SIGLAS ACL ACR ANA ANEEL ANP CC CCC CCEE CDE CGH CHESF CIER CMSE CNPE CO CO2 COPEL CRESESB DMSE DNAEE ELETROBRAS ELETRONORTE ELETROSUL ENA EPE ERAC ES FC FURNAS GD GTON GW GWh H Hz IBGE Km kV KVCC kW Ltda M MA MAE MG MLT MME Mpa MT MW MWh Ambiente de Contratación Libre Ambiente de Contratación Regulada Agencia Nacional de Agua Agencia Nacional de Energía Eléctrica Agencia Nacional del Petróleo Corriente Continua Cuenta Consumo de Combustibles Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica Cuenta de Desarrollo Energético Central Generadora Hidroeléctrica Compañía Hidroeléctrica del São Francisco Comisión de Integración de Energía Regional Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico Consejo Nacional de Política Energética Región Centro Monóxido de Carbono Compañía Paranaense de Energía Centro de Referencia para Energía Solar y Eólica Departamento de Monitoreo del Sistema Eléctrico Departamento Nacional de Aguas y Energía Eléctrica Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. Centrais Elétricas do Sul do Brasil S.A. Energía Natural Afluente Empresa de Estudios Energéticos Esquema Regional de Alivio de Carga Encargo de Servicio de Sistema Factor de Carga Furnas Centrais Elétricas S.A. Generación Distribuida Grupo Técnico Operacional de la Región Norte Gigawatt (106 kW) Gigawatts-hora Hora Hertz Instituto Brasileño de Geografía y Estadística Kilómetros Kilovoltio Kilovoltio en Corriente Continua Kilowatt Limitada Metros Maranhão Mercado Mayorista de Energía Eléctrica Minas Gerais Caudal Medio de Largo Término Ministerio de Minas y Energía MegaPascal Mato Grosso Megawatt (10³ kW) Megawatts-hora 6 Brasil- Productos I y II N NE NUCR NUCT PR OIE OIEE ONS PCH PEN PBI PTI RAP RO RS S S/A SE SEB SEE SI SIN SP SPE TEP TOE TUSD TUST TW UHE UTE VU R$ Región Norte Noreste Número de Unidades Consumidoras Residenciales Número de Unidades Consumidoras Totales Paraná Oferta Interna de Energía Oferta Interna de Energía Eléctrica Operador Nacional del Sistema Eléctrico Pequeña Central Hidroeléctrica (<30mw) Proyecciones de la Demanda de Energía Eléctrica Producto Interno Bruto Parque Tecnológico de Itaipu Informe de Análisis de Ocilación Rondônia Rio Grande do Sul Región Sur Sociedad Anónima Región Sudeste Sistema Eléctrico Brasileño Secretaría de Energía Eléctrica Sistemas Aislados Sistema Interconectado Nacional San Pablo (Estado) Secretaría de Planeamiento y Desarrollo Energético Tonelada Equivalente de Petróleo. Tonelada de aceite Equivalente Tarifa Uso Sistema de Distribución Tarifa Uso Sistema de Transmisión Terawatts Usina Hidroeléctrica (Planta Hidroeléctrica) Usina Termoeléctrica (Planta Termoeléctrica) Volumen Útil de Embalse Hidroeléctrico Reales (moneda oficial de Brasil) → USD$ 1,00 = R$ 1,71 7 Brasil- Productos I y II 1. RESUMEN EJECUTIVO El presente informe muestra un análisis sobre el desarrollo del sector energético y la gestión de emprendimientos relevantes en Brasil. Se centra en la generación de electricidad procedente de fuentes renovables y ofrece un panorama acerca de la energía del país y su matriz energética, la legislación actual, los resultados de la industria y los servicios de inteligencia más significativos en la generación de energía eléctrica en Brasil. Brasil se ha consolidado en la primera década de este siglo como una de las 10 economías más grandes del mundo. Alcanzó un PBI (Producto Bruto Interno) de 3.143 billones de dólares en 2009. También se destaca como el país más poblado (191.480.630 habitantes) y con mayor extensión territorial (superficie de 8.514.876,599 km ²) en América Latina. (IBGE 2010) Asimismo, su consumo de energía primaria representa aproximadamente 31% de la matriz energética y ha variado de manera positiva con la tasa geométrica de 5% entre 2000 y 2009, mientras que la electricidad aumentó 28% debido en gran parte al alto grado de electrificación, que alcanzó 99% de cobertura de la población en 2009. (BEN 2010, p. 10) (Figura 1). La estructura del consumo final de energía se encuentra dominada por el sector industrial, el cual representa 34% del total, seguido por el sector de transporte, que consume 28%. El sector de producción de energía, exhibió un consumo que corresponde a 11% de la energía final total, mientras que el sector residencial consume 10%. Los sectores de bajo consumo son el público con 1,6%; el sector comercial, que consume 2,8% y el sector agrícola, cuya participación en el consumo se ha mantenido estable en torno de 4,3% del total de energía final. Por último, el consumo no energético alcanza 7%. (BEN 2010, tabla 9.) El patrón de producción de energía en Brasil ha sido financiado a partir de una estructura de monopolios públicos, de Petrobras en el campo de los hidrocarburos y Eletrobrás en el campo de la electricidad. Estos son regulados por la ANEEL (Agencia Nacional de Energía Eléctrica), dependiente del Ministerio de Minas y Energía (MME), quien lleva a cabo la planificación y la regulación del sector eléctrico. Esta estructura ha estimulado la producción del monopolio energético basado principalmente en grandes instalaciones de producción centralizadas y sistemas de transporte y distribución de energía. Así, los sistemas de generación de energía distribuida de menor envergadura, tienen un alto potencial para aportar directamente al desarrollo social local y regional. El sector energético en Brasil está dominado por tecnologías convencionales que producen energía a partir de combustibles fósiles. La producción de petróleo, gas natural y sus productos en el año 2009 representaron 46,5% y los productos derivados de la caña de azúcar, 18% de la oferta interna bruta de energía. (BEN, 2010) En el año 2009 las fuentes renovables de energía representaron 47,3% de la producción total de energía primaria. La energía hidroeléctrica representó 15,2%, el uso de los derivados de la caña de azúcar representó 18,2%, la leña y el carbón 10,1%, mientras 8 Brasil- Productos I y II que otras energías renovables, como la geotérmica y eólica, en conjunto representaron menos de 3,8% de la producción. (BEN 2010) En sector de la electricidad, la porción de energías renovables como fuente primaria ha aumentado, manifestando su debida importancia. Entre las energías renovables, la hidroelectricidad es la tecnología más utilizada, con un 76,7%, sumada a la importación (hidroelectricidad) que responde por 8,3%, alcanzando 85%. La biomasa corresponde a 5,4% y 0,24% proviene de la energía eólica. (BEN, 2010) Las reservas de petróleo en Brasil mostraron tasas significativas de crecimiento a partir de las actividades desarrolladas por Petrobrás, con el descubrimiento de nuevas reservas de petróleo (Pré-sal) y el aumento de la capacidad de producción. El crecimiento de la oferta nacional de energía del petróleo entre los años 2000 y 2009 fue de 17,1%, pasando de 96.999 a 113.567 (103 tep), BEN 2010. Por otra parte, la crisis mundial impactó negativamente en el sector industrial – el mayor consumidor de energía en Brasil, provocando una reducción de 2,5% en el consumo total de energía en el país de 226.393 x 10³ tep (toe) en 2008 a 221.334 en 2009. (BEN, 2010) El Financial Times (FT) ha creado una interesante infografía mostrando el total de las emisiones de cada país y los valores per cápita, así como las emisiones acumuladas desde 1900. Según el informe, los EE.UU. ha emitido 341,9 mil millones de toneladas equivalentes de carbono a la atmósfera desde 1900. Al mismo tiempo, China es responsable de 118,8 mil millones de toneladas de CO2 equivalente, mientras que Brasil cuenta con 10,7 mil millones. En Brasil 44% del suministro nacional de energía proviene de fuentes renovables, mientras que estas fuentes representan sólo 14% de la energía mundial. Por lo tanto, el nivel de emisiones de CO2 del país es mucho menor que en los países industrializados y el promedio mundial. (CNI, 2010) El promedio mundial de emisiones de CO2 por persona es de aproximadamente 3,89 t. Ese índice baja a la mitad (1,8 t) si se considera las emisiones per cápita de los habitantes de Brasil. Aún siendo un modelo en cuanto emisiones, Brasil sufre presiones internas y externas en el sentido de lograr una mayor reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. Corresponde a los gobiernos y a la sociedad en general, realizar esfuerzos organizados para mitigar los impactos ambientales. Es entonces un reto para el gobierno, contar con regulaciones ambientales más estrictas las cuales sirven como herramientas importantes para impulsar los cambios en los patrones de uso de la energía. De esta manera, el uso de las energías renovables puede basarse en una producción ecológicamente sustentable. En la búsqueda de modelos que comulguen con esa ecuación, es imprescindible y esencial – para continuar con los esfuerzos hacia el uso de energía renovable (ER) – impulsar el desarrollo sustentable del país, que cuenta con abundantes recursos de energía renovable. (O DESAFIO CLIMÁTICO DO SÉCULO XXI, 2010) El sector energético en el país recibirá inversiones de casi USD$ 1 billón hasta 2019, y la industria eléctrica accederá, de acuerdo al Plan Nacional, a una inversión de cerca de USD$ 214 mil millones en la generación y transmisión de electricidad, lo que 9 Brasil- Productos I y II representa 22,5% del total. . (Cunha, 2010). Según a la Empresa de Pesquisa Energética, esta inversión es fundamental para garantizar un crecimiento de 5,1% anual de la economía en los próximos 10 años. El suministro de biocombustibles líquidos, a su vez, requiere fondos de aproximadamente USD$ 66 mil millones, o 6,9% del total, para la producción y el transporte de etanol y biodiesel. (BEN, 2010) La actual expansión de la capacidad instalada para la generación de electricidad, está compuesta principalmente por tecnologías basadas en fuentes renovables. La principal fuente para satisfacer la creciente demanda del sector de energía seguirá siendo la energía hidroeléctrica. De este total, 2 / 3 corresponden a los proyectos que ya han sido licitados – ya estando algunos, como Jiraus y San Antonio, en etapa de construcción. En lo que respecta al marco jurídico e institucional, Brasil ha comenzado a avanzar hacia una transición energética. Hoy se promueve en el país la aplicación y uso de energía renovable a gran escala. El marco regulador del mercado libre en Brasil, desde el punto de vista jurídico, se concibió con la promulgación de la Ley N º 9074, del 7 de julio de 1995. Esta ley permitió a los consumidores con una carga inferior a 10 MW y tensión igual o superior a 69 KV, la contratación del suministro con un productor independiente de energía. Otro hecho destacable, fue la creación de la Agencia Nacional de Energía (ANEEL) en 1996, con base en la Ley N º 9427 del 26 de diciembre de ese mismo año. El pleno funcionamiento de este ente es, sin embargo, un objetivo a ser alcanzado. A modo de ejemplo, la participación de los comerciantes en las licitaciones de energía eléctrica nueva y existente, la venta de excedentes de contrato directamente a los clientes libres, la participación en la formación de precios y el despliegue de certificados de energía eléctrica, son aún asignaturas pendientes en el mercado brasileño de energía eléctrica. Con la promulgación de la Resolución Nº 390 del 15 de diciembre de 2009, el país ha experimentado un proceso innovador de reforma institucional y legal en el sector de la energía. La Resolución en mención, establece los requisitos para la concesión de la autorización para la exploración y alteración de la capacidad instalada de las centrales termoeléctricas y de otras fuentes alternativas de energía. Adicionalmente, delinea los procedimientos para el registro de centrales generadoras con una capacidad instalada reducida, entre otros avances. De esta manera, se fomenta la producción de energía renovable a gran escala y el uso de energías renovables y tecnologías limpias. En particular se destaca la generación de energía eléctrica por biodigestores, un proyecto piloto entre Itaipu, Copel y agricultores de la región Oeste de Paraná, con perspectivas de reproducción en el resto del país. La reglamentación mencionada anteriormente permite a los productores de todo el país generar energía a partir de deshechos y comercializarla con los distribuidores de energía. La alta incidencia de las energías renovables en el sector eléctrico brasileño conduce a un análisis de las prácticas relevantes en el país. Los principales datos e información de las unidades productoras de energía, por fuente, se detallan en el anexo 2. 10 Brasil- Productos I y II Las principales lecciones aprendidas del análisis y la síntesis de la matriz energética del país se resumen en: • • • • • La implementación de la generación distribuida con el uso masivo de las energías renovables, debe fomentarse y compartirse con el esfuerzo participativo entre los sectores público, privado y social; Las energías renovables aportan beneficios medioambientales, mitigan el cambio climático, ayudan a generar actividades productivas, generando empleo, inclusión social y capacidades locales. Las energías renovables representan un nicho de mercado importante y hacen posible la creación de los mecanismos de financiamiento apropiados para su respectivo desarrollo. Las energía obtenida de la biomasa – derivada de residuos y efluentes de cadenas productivas – tienen un valor energético muy alto. Utilizarlas como una fuente renovable de energía a través de biodigestores es factible desde el punto de vista económico, ya que se traduce en ahorro, además de generar nuevos ingresos; En el caso específico del proyecto desarrollado en la región oeste de Paraná, este reduce 80% de las cargas contaminantes, que acabarían contaminando la Cuenca del Paraná 3 y el lago de Itaipu. En relación a lo expuesto anteriormente, se seleccionaron para el estudio de caso, dos plantas de energía que han aportado al desarrollo sustentable en el ámbito regional. En particular, es importante mencionar la generación de electricidad mediante biodigestores, un proyecto piloto entre la Hidroeléctrica Itaipu Binacional, la Compañía de Energía Eléctrica de Paraná (COPEL) y los agricultores de la región oeste del Estado de Paraná. El proyecto tiene perspectivas de reproducción en todo el país, lo que otorga a los productores inscriptos en Brasil la posibilidad de generar energía a partir de residuos de producción animal, así como también les posibilita participación en el mercado energético brasileño. El segundo proyecto seleccionado es una Pequeña Central Hidroeléctrica instalada en los municipios de Toledo y Ouro Verde do Oeste, en el río São Francisco Verdadeiro. Es importante considerar el potencial hidráulico brasileño y su replicabilidad en otras instalaciones. Es una pequeña producción, pero de importancia si es considerada desde el punto de vista tecnológico y de sus bajos impactos ambientales. 11 Brasil- Productos I y II 2. LÍNEA DE BASE DE LAS TECNOLOGÍAS ENERGÉTICAS DE BRASIL 2.1. Introducción Brasil, como la mayoría de los países con grandes extensiones territoriales, procura en sus recursos naturales sus fuentes de energía. La generación hidroeléctrica asumió, desde la primera mitad del siglo pasado, una importante participación en la matriz energética nacional (ILUMINA, 2010). La misma suministró 13,9% de toda la energía consumida en el país, en 2009, superando todas las demás fuentes de energía, a excepción del petróleo, que suministró 41,9 % (BEN, 2010). La planificación de las fuentes energéticas, por parte del gobierno federal, se inició inmediatamente después de la segunda guerra mundial, con la creación de Petrobrás y del DNAE en la década de 1950. (Petrobras 2010). La creación del Ministerio de Minas y Energía y Eletrobrás se llevó a cabo en la década de 1960. (MME 2010) Según BEN, 2010, la Producción de Energía Primaria ha crecido anualmente a una tasa promedio superior a 5% entre los años 2000 y 2009, año éste en que alcanzó 241.000 x 103 tep. Los porcentajes de crecimiento de la Producción de Energía Primaria entre los años 2000 y 2009 se representan en la Figura 1. Figura 1: Crecimiento Anual de Producción de Energía Primaria 2000 / 2009 Fuente: Adaptado del BEN 2010, p.10. El esfuerzo brasileño por ampliar la Oferta Interna de Energía Eléctrica tomó impulso en las décadas de 1940 y 1950 con la construcción de las plantas de Furnas y Três Marias, en el estado de Minas Gerais, y Paulo Afonso en la región noreste. En las décadas subsiguientes, muchas hidroeléctricas con más de 1.000MW de potencia fueron construidas, principalmente en las regiones sudeste y sur (História Brasileira y Portal 12 Brasil- Productos I y II São Francisco, 2010). Culminando con la entrada en operación de Itaipu Binacional a partir de 1984, con una capacidad final de 14.000MW de potencia. (ITAIPU, 2010) La crisis financiera registrada al inicio de la década de 1990 (durante el gobierno Collor), asociada a la morosidad ocurrida en el sector eléctrico, puso en jaque el modelo estatal. Esto se debió a la falta de recursos para suplir las nuevas inversiones, necesarias para mantener la oferta de energía eléctrica en relación con una demanda que crecía sobre los índices del PIB (CÂMARA DOS DEPUTADOS, 2010). Los cambios en la legislación pasaron a permitir inversiones de la iniciativa privada en la generación de energía, como incentivos para generadoras con potencia inferior a 30MW y la venta directa del productor al consumidor, respetando determinados límites. (CRESESB 2010 y CF 1988). Durante la crisis global a fines del 2008, se afectaron notablemente las actividades industriales. Existió una caída en las exportaciones, y el consumo de energía eléctrica per capita aumentó un 0,9% en 2009, con relación al año anterior, atribuyendo el modesto incremento al aumento del nivel de ingresos de las clases menos favorecidas. (EPE, 2010). Por otro lado el país cuenta con diversos organismos públicos destinados a establecer y monitorear políticas y acciones de los actores públicos y privados que generan, transmiten y consumen energía eléctrica por medio del SIN (Sistema Interconectado Nacional). Entre estos organismos se destacan: • El MME (Ministerio de Minas y Energía), que comprende el CNPE (Consejo Nacional de Política Energética), formulador de políticas; • ANEEL (Agencia Nacional de Energía Eléctrica), que ejecuta la regulación y fiscalización; • ONS (Operador Nacional del Sistema) responsable por la operación del Sistema Eléctrico; CCEE (Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica), que promueve la comercialización y la liquidación del sector; y • La EPE (Empresa de Estudios Energéticos), con la función de prestar servicios en el área de estudios e investigaciones destinadas a auxiliar en el planeamiento del sector energético. En el año 2009, el SIN registró 3.691,28 MW adicionales en la capacidad instalada del país. Esta llegó a sumar un total de 106.301,07 MW a fines del mismo año. En 1990 era de 48.942 MW, incluyéndose la potencia de Itaipu. Datos tan significativos no evitaron que el 10 de noviembre de 2009 ocurriese “El Blackout” (“El Apagón”). Debido a condiciones meteorológicas adversas, ocurrió un cortocircuito simultáneamente en las tres líneas de Corriente Alternada, las cuales transportan la energía desde las máquinas brasileñas de Itaipu hasta el gran San Pablo. El apagón afectó a más de 40% de los consumidores, por un tiempo medio superior a 200 minutos (ONS, 2010). Consciente de la creciente necesidad de una oferta interna de Energía Eléctrica para responder la demanda en aumento, así como de la necesidad del uso de fuentes inagotables y de menor impacto al medioambiente, la sociedad busca soluciones ambientalmente correctas. Este esfuerzo se viene realizando por parte de acciones gubernamentales – apoyados en la legislación y en investigaciones y desarrollo –, así 13 Brasil- Productos I y II como de iniciativas privadas en la búsqueda de una mayor economía de recursos, mayor competitividad, responsabilidad social y longevidad de sus emprendimientos. La presente investigación apunta a aportar soluciones a las partes interesadas en estas acciones. 2.2. Metodología La investigación sobre la tecnología de la línea de base y la vanguardia en las energías renovables de Brasil tiene carácter descriptivo/exploratorio; específicamente, de investigación documental y bibliográfica y de planteamiento de sus fines (MALHOTRA, 2001). La investigación documental y bibliográfica se compone de documentos de primera y segunda mano (primarios y secundarios) proviene de organizaciones generadoras de energía eléctrica y entes gubernamentales, además de estudios académicos. Para la recopilación de información sobre las plantas generadoras se empleó métodos de SURVEY, entrevista telefónica (asistida por una computadora) y electrónica (e-mail e Internet). La población objeto de la investigación de información puntual acerca del parque generador de Brasil, está constituida por una amplia gama de plantas generadoras de energía eléctrica. Así, para la ejecución de la investigación se adoptaron técnicas de muestreo no probabilístico, muestreo por juicio, representando 5 unidades productivas por fuente de energía, con mayor representatividad en términos de generación. Para exponer el proceso de recolección de datos es necesario hacer las siguientes distinciones entre instrumentos de recolección y recopilación de información: Los instrumentos de recolección de datos abarcan un cuestionario con preguntas estructuradas y no estructuradas. En el anexo 2 se encuentran detalles sobre los cuestionarios y la recopilación de los datos, además de teléfonos y contactos de los entrevistados. La recopilación de la información se basó en un sistema de computadoras conectadas a la red mundial y acceso a bibliotecas especializadas, como principales fuentes de datos. También se buscó información en anuarios, informes, documentos estandarizados por los órganos responsables y reguladores de las políticas energéticas brasileñas, así como páginas Web especializadas, con énfasis en la generación de energía eléctrica por medio de fuentes renovables. En resumen, el trabajo se desarrollo mediante métodos de recopilación de información de fuentes primarias y secundarias, detallados a continuación: 1. Fuentes primarias: i. Se utilizó esta metodología en las plantas en las que hubo dificultades para encontrar información en fuentes secundarias. La recopilación de la información se hizo mediante el análisis de la Planta de Mercedes - Palmas MEL, de la planta - PAL, Planta Pitangui - IGP , Planta Mourão 14 Brasil- Productos I y II Memorándum de Entendimiento, Planta do Poder do Rio Jordão - DRJ, Planta Apucaraninha - APC Power Plant Gobernador José Richa - HPP GJR, Planta Hidroeléctrica Aminthas Gobernador Ney Braga Barros y GNB-HEP Hidroeléctrica Governador Bento Munhoz da Rocha Netto - UHE GBM. 2. Fuentes secundarias: i. Sitio del Instituto Brasileño de Geografía y Estadística (www.ibge.gov.br). En este sitio se ofrece información sobre el país, tal como la extensión territorial, población, tasa de electrificación y producto interno bruto (PBI). ii. Sitio Web de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) para obtener información sobre la ubicación de las plantas, el tipo de tecnología, la situación legal, el propósito de la producción, la potencia nominal, la electricidad generada en el año. iii. Consultas realizadas en el sitio Web (http://www.mme.gov.br/mme) del Ministerio de Minas y Energía (MME) para obtener información de empresas relacionadas con proyectos de energía, así como también una lista de empresas y proyectos y sus relaciones institucionales. iv. Empresa de Pesquisa Energética (EPE) para aportar datos a los provenientes de la Comisión Nacional de Energía, que figura en el Balance Energético Nacional (BEN) y otras páginas disponibles en el sitio web. (http://ben.epe.gov.br). v. Sitios Web, textos académicos que poseen información sobre las leyes y decretos relacionados con la promoción del sistema de energía renovable y de nuevas inversiones. (Http: / / www.senado.gov.br; http://www.receita.fazenda.gov.br) vi. En la Agencia Nacional de Aguas (ANA) para obtener información sobre la situación de los recursos hídricos del país, los aspectos legales e institucionales, así como también la disponibilidad y calidad de los recursos mediante el acceso a su sitio Web: http://conjuntura.ana.gov.br ; vii. Sitio del Operador Nacional del Sistema (ONS): http://www.ons.org.br para obtener información sobre la operación del sistema eléctrico brasileño; viii. Sitio Web de Petrobrás (http://www.petrobras.com) para obtener información de la inversión en biocombustibles, además del valor de mercado de las plantas y refinerías, entre otros. El tratamiento dado a este conjunto de información dio lugar al presente documento y sus Anexos 1 y 2. 15 Brasil- Productos I y II 2.3. Situación energética de Brasil en 2009 El siglo XX fue muy importante en lo referido al desarrollo organizacional y productivo del sector energético brasileño. La creación de Petrobrás tuvo lugar el día 3 de octubre de 1953, por el entonces presidente Getúlio Vargas, con el objetivo de ejecutar las actividades del sector petrolero en Brasil en nombre del Gobierno Federal. A continuación, según Cachapuz (2002, pp. 20-23), se creó el Ministerio de Minas y Energía (MME), en 1960; Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobrás), en 1962; y el Departamento Nacional de Agua y Energía (DNAE), en 1965. Fue responsabilidad de Eletrobrás planear y ejecutar la política federal de energía eléctrica. El DNAE actuó por casi tres décadas como órgano normativo y fiscalizador del sector, con las atribuciones inherentes al poder de delegación de la Nación. Durante el período transcurrido entre las décadas de 1960 y 1990, la ejecución de la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica fue prerrogativa estatal. El gobierno federal manejaba proyectos de generación y transmisión de gran monto e interés nacional o regional, mientras que los estados se limitaron a generar, transmitir y distribuir energía en el ámbito de sus respectivos territorios. Además de Furnas Centrais Elétricas, que asumió la responsabilidad de la generación y transmisión en la región sudeste del país, y de las Centrales Hidroeléctricas del río São Francisco (CHESF), que hizo lo propio en la región noreste del país, se crearon ELETROSUL y ELETRONORTE, que asumieron las regiones sur y norte de Brasil respectivamente. Consciente de su responsabilidad en el desarrollo sustentable, Brasil viene invirtiendo considerables recursos en investigación, desarrollo y sistemas de producción de los diversos tipos de energía disponibles en el país, con énfasis en las fuentes renovables. Como puntos sobresalientes, en 2009, el Balance Energético Nacional (BEN 2010) destaca algunas acciones de uso de fuentes de energía con énfasis en las renovables, las cuales se proceden a desarrollar a continuación. 2.3.1. Energía eólica La producción de energía eléctrica de fuente eólica creció un 4,7%, en 2009, alcanzando 1.238,4 GWh. El parque eólico creció un 45,3%, adicionando 187,8MW al sistema, que alcanzó 602,28 MW ese mismo año (BEN, 2010). 2.3.2. Biodiesel Se registró un aumento de 37,8% en el biodiesel suministrado en el mercado interno. A partir del 1 de julio de 2009, el porcentaje de B100 adicionado obligatoriamente al diesel mineral pasó de 3% a 4%. En 2009 el monto de B100 producido en el país alcanzó 1.608.053 m3, contra los 1.167.128 m3 del año anterior (BEN, 2010). 16 Brasil- Productos I y II 2.3.3. Caña de azúcar y alcohol La producción de caña de azúcar creció 12,6% en el 2009. Se produjo un aumento de 8,7% en la producción del combustible alcohol hidratado en relación al período anterior, llegando a 19.089.267 m3. En lo concerniente a la producción de alcohol anhidro, que es mezclado con la “gasolina A” para formar “gasolina C”, se registró una disminución de 26,8%, totalizando 7.013.826 m3 (BEN, 2010). 2.3.4. Energía eléctrica La generación de energía eléctrica en Brasil, en centrales de servicio público y autoproductores, alcanzó 466,2 TWh en 2009, un 0,7% superior al de 2008. El mayor aporte sigue siendo el otorgado por las centrales de servicio público, con 87,8% de la generación total. Entre estas, la energía hidráulica constituye la principal fuente de energía, destacándose un incremento de 4,9% en su producción en comparación con el año 2008. Este hecho se explica por el régimen hidrológico favorable observado en el período evaluado (BEN, 2010). Según la misma fuente, la generación pública a partir de combustibles fósiles cayó 35,1%, con una reducción expresiva en la generación a partir del gas natural (65,2%) y del aceite combustible (33,3%). La generación de autoproductores en 2009 presentó un expresivo crecimiento de 11,5% con relación al año anterior, considerando el agregado de todas las fuentes utilizadas. Importaciones netas de 40,0 TWh, sumadas a la generación interna, permitieron una oferta interna de energía eléctrica de 506,1 TWh, monto 0,2% superior al del 2008. El consumo final fue de 426,0 TWh, una reducción de 0,5% en comparación con 2008. Se destaca la fuente hidráulica como principal recurso en la generación de la energía eléctrica utilizada en Brasil, con 76,9% de producción en el país y 8,1% importada del Paraguay. En total, la energía hidráulica representa 85% de la producción, conforme se detalla en la Tabla 1 (BEN, 2010): Tabla 1: Oferta interna de energía eléctrica por fuente - Año 2009 Tipo de fuente de energía Importación Biomasa Eólica Gas natural Derivados del petróleo Nuclear Carbón y derivados Hidráulica Porcentaje 8,1% 5,4% 0,2% 2,6% 2,9% 2,5% 1,3% 76,9% Fuente: Adaptado del BEN 2010, p.12. 17 Brasil- Productos I y II La figura 2 presenta los datos gráficamente: Figura 2: Oferta interna de energía eléctrica por fuente - Año 2009 Fuente: Adaptado del BEN 2010, p.12 Asimismo, en el 2009 se produjo un aumento de aproximadamente 2 GW en la capacidad instalada de las centrales de generación de energía eléctrica de Brasil, la cual alcanzó 106.215 MW, sumándose las centrales de servicio público y autoproductoras. De este total, el aumento en centrales hidráulicas correspondió a 67,4%, a la vez que las centrales térmicas respondieron por 23,6% de la capacidad agregada. Finalmente, las plantas eólicas fueron responsables por 8,9% restante del aumento de la red nacional (BEN, 2010). 18 Brasil- Productos I y II 2.3.5. Petróleo y derivados La producción de petróleo y aceite de pizarra creció un 7,5% en 2009, en relación a 2008, impulsada por la entrada en operación de cuatro unidades de producción y el aumento de producción en otras tres que ya operaban (BEN, 2010). 2.3.6. Gas natural La media diaria de producción del año 2009 fue de 57,9 millones de m3/día y el volumen de gas natural importado fue el menor desde el 2004, con una media de 23,4 millones de m3/día. Con esto, se produjo una reducción en la participación del gas natural en la matriz energética nacional al nivel de 8,7%. La demanda sufrió una caída de 15,3%, derivada de dos factores ocurridos en 2009: la crisis económica que afectó el consumo (principalmente en el sector siderúrgico), y los altos índices de pluviometría que redujeron la necesidad de generación térmica por gas natural en un 53,7%. En 2009 el consumo promedio del sector eléctrico alcanzó 8,0 millones m3/día, lo que representa una caída de 54,4%, comparado con el 2008 (BEN, 2010). 2.3.7. Carbón vapor y carbón metalúrgico En la generación eléctrica el carbón utilizado es el carbón vapor, de origen nacional, cuyos estados productores son Paraná, Santa Catarina y Rio Grande do Sul. El uso del carbón para la generación de electricidad en 2009 cayó un 16,8% en relación al año anterior. La demanda industrial se mantuvo estable (+0,4%). Con esto, la variación en la producción nacional fue expresiva: -14,3%. El consumo industrial de carbón metalúrgico, predominantemente importado, sufrió una reducción de 25,8% en 2009. La principal causa se encuentra en la reducción de la producción física de acero bruto (21,4%). Además de esto, el consumo en los depósitos de coque se redujo un 11,8%, en función de la caída de 12,4% de la producción de coque de carbón mineral (BEN, 2010). 2.4. Resultados energéticos de Brasil (2009) El año 2009 se caracterizó a nivel mundial por la crisis financiera. Hubo una caída acentuada y duradera de la actividad económica, principalmente del sector industrial, debido a la reducción de la demanda. Brasil sufrió con la caída de las exportaciones, pero fue poco afectado en su consumo interno, habiendo sido favorecido por medidas de incentivos fiscales y financiación con tasas de interés más bajas que las convencionales. De esta manera, el consumo de energía se restringió más profundamente en los sectores industriales ligados a las exportaciones. A continuación presentamos datos de la Matriz Energética, provenientes del Balance Energético Nacional, año base 2009, del Ministerio de Minas y Energía (MME) elaborado por la EPE (empresa de investigaciones energéticas). 19 Brasil- Productos I y II 2.4.1. Producción de energía primaria De acuerdo con el BEN 2010, la producción de energía primaria para la energía proveniente de fuentes renovables presentó un crecimiento de 53,3% entre el año 2000 y 2009, y para las fuentes no renovables, 60,9%, según datos adaptados de la Tabla 2. Tabla 2: Crecimiento de la producción de energía primaria – Años 2000/2009 Fuentes Variación año (%) 2000/2009 2008/2009 No renovable 60,9 5,2 Petróleo 58,2 7,5 Gas natural 59,2 -1,9 Carbón vapor -14 -10,2 Carbón metalúrgico -100 -100 Uranio U3O8 3064 5,7 Renovable 53,2 -1,6 Energía hidráulica 28,5 5,8 Leña 6,7 -15,9 Productos de la caña 127,5 0,5 Otras renovables 108,1 9 Fuente: Adaptado del BEN, 2010. La Tabla 3 muestra que la Producción de Energía Primaria en el año 2009 fue de 241.100 toneladas equivalente de petróleo (tep), siendo 128.377 provenientes de fuentes no renovables; y 112.723, de fuentes renovables. 20 Brasil- Productos I y II Tabla 3: Producción de energía primaria - Años 2000/2009 Fuente: Adaptado del BEN 2010, p.15. 2.4.2. Dependencia externa de energía 1 - Año 2009 En el año 2009 Brasil importó 73,3% de su consumo de carbón mineral para suplir sus necesidades energéticas, representando 7,9% de la electricidad consumida; y exportó 3,8 % del petróleo, según se detalla la Tabla 4: Tabla 4: Dependencia externa de energía - Año 2009 Total Petróleo Unidad 10³ tep (toe) Cantidad -1155 % -3,8 103t Gwh 13.104 39.984 73,3 7,9 Carbón mineral Electricidad Fuente: Adaptado del BEN 2010, p.26. Nota: Los valores negativos corresponden a la exportación neta. 2.4.3. Oferta interna de energía primaria Los datos del BEN 2010, referentes a la oferta externa de energía primaria del año 2009 son muy similares a la producción con estas fuentes de energía, tanto en volumen como en porcentajes, según muestra la Tabla 5. 21 Brasil- Productos I y II Tabla 5: Oferta interna primaria de energía - Año 2009 Fuente No renovable Petróleo Gas natural Carbón mineral y coque Uranio (U3O8) Renovable Hidráulica y electricidad Leña y carbón vegetal Derivados de la caña Otras (renovables) TOTAL 10³ tep (toe) 128.572 92.422 21.145 11.572 3.434 115.358 37.064 24.610 44.447 9.237 243.930 % 52,7 37,9 8,7 4,7 1,4 47,3 15,2 10,1 18,2 3,8 100 Fuente: Adaptado del BEN 2010, p.16, 17. 2.4.4. Variación de la oferta interna de energía en 2009 El año 2009 se caracterizó, a nivel mundial, como un año de crisis internacional, con reducción de la actividad económica. Este factor ocasionó una caída en la oferta de energía de Brasil del orden de -3,4%. Para las energías no renovables la caída alcanzó 5,4%, mientras que para las energías renovables la caída fue solamente de -0,6%. En éstas, solamente la oferta de leña y carbón vegetal cayó en un -15,8%. Las demás tuvieron un aumento de la oferta, como se demuestra en la Tabla 6. Tabla 6: Variación oferta interna de energía – 2008/2009 Indicadores Oferta Total Energía no renovable Petróleo y derivados Gas natural Carbón mineral y derivados 2009 243,9 128,6 92,1 21,3 11,7 2008 252,6 136,6 92,4 25,9 14,6 Var. % -3,4% -5,9% -0,3% -17,8% -19,9% Uranio (U3O8) y derivados Energía renovable Energía hidráulica y electricidad Leña y carbón vegetal Productos de la caña de azúcar Otras renovables 3,4 115,3 37,3 24,6 44,1 9,3 3,7 116 35,4 29,2 42,9 8,5 -8,1% -0,6% 5,4% -15,8% 2,8% 9,4% Fuente: Adaptado del BEN 2010 Resultados preliminares, p21 22 Brasil- Productos I y II La figura 3 presenta los datos gráficamente: Figura 3: Variación oferta interna de energía – 2008/2009 Fuente: BEN 2010 Resultados preliminares, p.21. 2.4.5. Variación % oferta interna de energía Comparando los años 2008 y 2009 se constata que la oferta de energía renovable aumentó un 1,4%, pasando de 45,9 a 47,3%, de acuerdo con los datos de la Tabla 7. Tabla 7: Variación porcentual de la oferta interna de energía – 2008/2009 Oferta total Energía no renovable Petróleo y derivados Gas natural Carbón mineral y derivados % 2009 100 52,7 37,8 8,7 4,8 % 2008 100 54,1 36,6 10,3 5,8 Uranio (U3O8) y derivados Energía renovable Productos de la caña de azúcar Energía hidráulica y electricidad Leña y carbón vegetal Otras renovables 1,4 47,3 18,1 15,3 10,1 3,8 1,5 45,9 17,0 14,0 11,6 3,4 Datos e indicadores Fuente: Adaptado del BEN 2010 Resultados preliminares, p.22. Los datos del Balance Energético Nacional del año 2009 presentan una pequeña diferencia entre las ofertas de energía, renovable y no renovable, sumándose un 47,3 y un 52,7%, respectivamente. La Figura 4 muestra estos índices, según el tipo de energía. 23 Brasil- Productos I y II 2.4.6. Consumo final por fuente - Año 2009 Los consumos de energía más significativos son: el diesel, 16,7%; la electricidad, 16,6%; el bagazo de caña de azúcar, 13%; leña, 7,5%; gas natural, 6,9%; la gasolina, 6,7%; y alcohol etílico, 5,7%. El Consumo de la suma de los derivados del petróleo corresponde a 41,7%, como se detalla en la Tabla 8. Figura 4: Porcentaje de oferta interna de energía por fuente Fuente: BEN 2010 Resultados preliminares, p.22. Tabla 8: Consumo final por Fuente Fuentes Gas natural Carbón mineral Leña Bagazo de caña de azúcar Otras fuentes primarias renovables Gas de coque Coque de carbón mineral Electricidad Carbón vegetal Alcohol etílico Otras secundarias – alquitrán Gas oil * Aceite combustible * Gasolina * Gas líquido de petróleo * Nafta * 10³ tep (toe) 15.245 2.958 16.583 28.837 5.571 1.200 5.309 36.638 3.970 12.543 187 36.911 5.986 14.722 7.423 7.389 % 6,9 1,3 7,5 13 2,5 0,5 2,4 16,6 1,8 5,7 0,1 16,7 2,7 6,7 3,4 3,3 24 Brasil- Productos I y II Querosene * Gas canalizado * Otras secundarias de petróleo * Productos no-energéticos de petróleo * Total * Subtotal derivados de petróleo 2.847 0 11.134 5.882 221.335 92.294 1,3 0 5 2,7 100 41,7 Fuente: Adaptado del BEN 2010, p.18, 20. El informe BEN (2010, p21) presenta la evolución del consumo final de energía por fuente, según indica la Figura 5. Figura 5: Consumo final por fuente 2009 Fuente: BEN (2010b, p.21) 2.4.7. Consumo final por sector – Año 2009 Los sectores donde el consumo de energía fue más significativo en el 2009 fueron: Industria con un 34,6%; Transporte, 28,3%; Sector Energético, 11,0%; y Residencial, 10,5%, como indican los datos de la Tabla 9. Tabla 9: Consumo final por sector – Año 2009 Identificación Consumo final Consumo final no-energético Consumo final energético Sector energético Residencial Comercial Público Agropecuario Transporte total Vial Ferroviario 10³ tep (toe) 221.334 14.971 206.364 24.414 23.227 6.179 3.717 9.453 62.687 57.683 769 % 100 6,8 93,2 11 10,5 2,8 1,7 4,3 28,3 26,1 0,3 25 Brasil- Productos I y II Aéreo Fluvial Industrial total Cemento Arrabio y acero Hierro / aleaciones Minería y granulación No-ferrosos y otros metales Química Alimentos y bebidas Textil Papel y celulosa Cerámica Otros 2.875 1.359 76.686 3.675 13.636 1.446 2.407 5.601 6.808 21.658 1.157 9.511 4.107 6.680 1,3 0,6 34,6 1,7 6,2 0,7 1,1 2,5 3,1 9,8 0,5 4,3 1,9 3 Fuente: Adaptado del BEN 2010, p.23. 2.4.8. Oferta interna de energía – OIE La oferta interna de energía presentó un crecimiento promedio de 28% entre los años 2000 y 2008, destacándose los productos derivados de la caña de azúcar, cuyo valor creció en un 114,1%; otros (fuentes primarias renovables y uranio) 102%; e hidráulica y electricidad, 23,6%. Por otra parte, el carbón mineral y sus derivados presentaron una caída de 14,7%. Los datos figuran en la Tabla 10. Tabla 10: Oferta interna de energía – OIE 2000, 2005, 2008 y 2009 10³ tep (toe) 2000 2005 2009 % Crecimiento 2000/2009 Petróleo, gas natural y derivados Carbón mineral y derivados Hidráulica y electricidad Leña y carbón vegetal Productos de la caña 96.999 13.571 29.980 23.060 20.761 105.079 13.721 32.379 28.468 30.147 113.567 11.572 37.064 24.610 44.447 17,1 -14,7 23,6 6,7 114,1 Otras1 Total 6.245 8.869 190.616 218.663 12.670 243.930 102,9 28,0 Fuentes Fuente: Adaptado del BEN 2010, p.31. Incluye otras fuentes primarias renovables y uranio. 1 2.4.9. Emisiones de CO2 Según la Agencia Internacional de Energía, IEA, si consideramos el año 2007, Brasil se encuentra en posición favorable, con valores reducidos en emisiones de CO2, tanto por habitante como por la oferta interna de energía en la relación con el PBI y con la superficie del país. La Tabla 11 resume información sobre las emisiones del país. 26 Brasil- Productos I y II Tabla 11: Emisiones de CO2 Indicador t CO2/hab t CO2 / tep OIE t CO2 / 103 USD de PBI 1 t CO2 / km2 de superficie Brasil EUA Japón 1,78 1,48 0,43 41 19 2,45 0,5 630 9,5% 2,3% 0,24 3.299 América Latina 2,14 1,83 0,52 48 Media Mundial 4,28 2,39 0,73 140 Fuente: IEA - Agencia Internacional de Energía, al 9 de septiembre de 2010, (base 2007) La oferta de energía renovable en el país crece en 2009. La participación de las fuentes limpias llega a 47,3% de la matriz energética, el mayor porcentaje alcanzado desde 1992. Esto sólo fue posible debido a las condiciones hidrológicamente favorables que se dieron en el año. De acuerdo con los datos preliminares del Balance Energético Nacional – BEN (documento producido por la Empresa de Pesquisas Energéticas – EPE), la oferta de energía no renovable en el país sufrió una reducción de casi 6% entre 2008 y 2009. Las fuentes renovables acusaron una caída diez veces menor (0,6%), lo que contribuyó para un perfil aún más renovable de la matriz nacional. La fuente cuya participación registró mayor retracción en la comparación de los dos últimos años fue el carbón mineral (-19,4%). Esto se explica fundamentalmente por la caída de la actividad del sector siderúrgico – fuertemente afectado por la crisis económica del año 2009. (PEN 2010). La demanda nacional de energía en el país totalizó 243,9 millones de toneladas equivalentes de petróleo (tep) en el año 2009, habiendo presentado una caída de 3,4% en comparación con el 2008. Entre las fuentes de energía primaria, el punto más destacado de la matriz energética brasileña durante el año 2009 fueron las renovables, en especial la energía hidráulica. El aumento de la generación hidráulica posibilitó que las térmicas que usan carbón, aceite combustible y gas natural funcionasen significativamente menos que durante el año anterior. Estas condiciones hidrológicas, asociadas a la crisis que afectó a las industrias, principalmente de exportación, contribuyeron para la reducción de las emisiones de CO2, según muestra la Figura 6. 27 Brasil- Productos I y II Figura 6: Caída de las emisiones de CO2, 2000-2009 Fuente: EPE, informe a la prensa, p.3 2.5. Sector eléctrico brasileño 2.5.1. Grandes inversiones del siglo XX La primera planta hidroeléctrica de Brasil destinada al servicio público fue la Planta de Marmelos, inaugurada en 1889 en la ciudad de Juiz de Fora, estado de Minas Gerais. A principios del siglo pasado, la construcción de plantas hidroeléctricas se concentró en la región sudeste, con aprovechamientos de pequeño porte, situados en las cercanías de las ciudades (Tolmasquim, 2005). Según Cachapuz, (2002, p.12), la región sudeste (la más urbanizada e industrializada de Brasil) fue la que contribuyó en una mayor proporción al crecimiento del parque eléctrico nacional. Debido a la baja calidad del carbón mineral y su poca disponibilidad, se utilizaron las fuentes hidráulicas, por su abundancia y bajo costo, excepto en Rio Grande do Sul, donde la fuente térmica predominó hasta mediados del siglo XX. Al inicio de la década de 1900, un holding canadiense conocido como LIGHT, asumió la responsabilidad de abastecer a las dos mayores ciudades brasileñas, San Pablo y Rio de Janeiro. La primera intervención directa, aplicada por el gobierno en el sector eléctrico brasileño se produjo en 1945, con la creación de la Compañía Hidroeléctrica del São Francisco (CHESF), por el entonces presidente Getúlio Vargas. En 1957, el presidente Juscelino Kubitschek creó la Central Eléctrica Furnas, con el objetivo de realizar el aprovechamiento del río Grande. La planta de Furnas fue la primera en generar más de 1.000MW en Brasil (FURNAS, 2010). A mediados del siglo pasado fueron construidas las plantas de Três Marias y de Paulo Afonso, en el río São Francisco, con una producción de 180 y 396 MW respectivamente, además de la planta de Furnas, en la región sudeste, con 1.270MW. Posteriormente, las plantas de Ilha Solteira, Jupiá y Agua Vermelha, en la región sudeste; además de Salto Santiago, Foz do Areia, Salto Segredo, Salto Osório, Salto 28 Brasil- Productos I y II Caxias e Itaipu. Esta última, situada en la frontera entre Brasil y Paraguay, es la mayor del mundo en potencial efectivo de generación y el inicio de sus operaciones tuvo lugar en 1984. ITAIPU se formalizó jurídicamente mediante el tratado de ITAIPU y pertenece a los dos países en partes iguales. Su generación ha suministrado aproximadamente 20% de toda la energía eléctrica consumida en Brasil desde su conclusión al inicio de la década de 1990, considerándose que el país vecino posee una demanda reducida (ITAIPU, 2010). A fines del siglo pasado y a inicios del actual, aprovechamientos hidráulicos de las regiones norte y centro-oeste pasaron a aportar al sistema eléctrico brasileño, como la planta de Tucuruí (8.885MW). Esta comenzó a generar energía en 1984, alcanzando la marca de 3.550MW en 1990, y contribuyendo para el sistema interconectado del noreste, segundo Cachapuz (2002, pp.311-312). Estos emprendimientos le dieron sustento al Sistema Interconectado Nacional, permitiendo la transferencia de grandes bloques de energía para suplir las demandas de las regiones más desarrolladas del país, como las dos líneas de transmisión, en Corriente Continua, con tensión de +/- 600 KVCC, que ligan el centro generador de ITAIPU con la ciudad de Ibiúna, próxima a San Pablo, con 792 kilómetros de extensión (Cachapuz, 2002). La energía eléctrica ha asumido una creciente participación en la matriz energética brasileña. En el período 1970/80 Brasil registró un crecimiento económico superior a 8,5%, con la participación de la electricidad pasando de 19% a 29% en el balance energético nacional. Entre los años 1980 y 2004 el crecimiento económico fue muy pequeño, aunque el consumo de energía eléctrica se haya acercado a 40% del Balance Energético Nacional y aún se mantenga en estos niveles (Tolmasquim, 2005). Al inicio de la década de 1990, con el fracaso del Plan de Estabilización Económica del presidente Collor, se desató una seria crisis de morosidad por parte de las concesionarias distribuidoras, las cuales alegaban que los valores que podían cobrar por la venta de la energía a los consumidores finales, eran incompatibles con los costos cobrados por las generadoras y transmisoras. Eso culminó con la decisión del presidente de iniciar un proceso de privatización del sector, incluyendo Escelsa y Light en el Programa Nacional de Desestatización, en 1992 (Cachapuz, 2002, PP.314-317). Según el mismo autor, (2002, pp. 321-339), el Plan 2015, divulgado en 1993, ya preveía el aprovechamiento de energía renovable, como la biomasa forestal, los residuos de caña de azúcar, la energía eólica, la energía solar y los residuos orgánicos, y proponía estudios y proyectos piloto para el aprovechamiento de energías no convencionales. En los años noventas el consumo de la electricidad siguió creciendo a tasas superiores al crecimiento del PBI, con la elasticidad de ingreso en 1,59, lo que derivó en la crisis de energía registrada en el año 2001. Un necesario racionamiento de energía eléctrica, entre junio de 2001 y febrero de 2002, redujo el consumo de electricidad en un 7,7% en 2001, lo que representó la primera caída del consumo de energía eléctrica en 50 años. En los años subsiguientes a la crisis de electricidad, las tasas de consumo volvieron a crecer a un promedio de 5%, siempre por sobre el ritmo de evolución de la economía. 29 Brasil- Productos I y II 2.5.2. Potencial hidráulico Brasil tiene potencial para generar 243GWa de energía hidroeléctrica. Su generación, en 2009 representó 32,6% de esta cantidad distribuida en sus regiones, como muestra la Tabla 12. Tabla 12: Potencial hidráulico PETRÓLEO BRASIL / REGIONES OIL 106m3 106bbl BRASIL 2.044 12.857 NORTE 18 114 NORESTE 161 1.014 SUR 5 30 SUDESTE 1.860 11.700 CENTRO OESTE Fuente: Adaptado del BEN 2010, p.158. GAS NATURAL NATURAL GAS 106m3 POTENCIAL HIDRÁULICO MW a HYDRAULIC POTENTIAL MW a TOTAL OPERACIÓN (% del total) b OPERATING (% of total) b 366.467 52.397 53.106 918 260.046 - 243.352 95.950 24.922 42.793 43.954 35.733 32,6 11,2 44,5 51,9 56,8 28,8 CONSTRUCC IÓN (% del total) b BUILDING (% of total) b 4,5 7,4 2,2 3,7 1,5 3,1 2.5.3. Energía eólica La generación de energía eólica creció un 2,236% entre los años 2000 y 2009, con la perspectiva de seguir creciendo debido a nuevos emprendimientos que están siendo otorgados por la ANEEL, favorecidos por la legislación y conciencia de preservación ambiental y generación de energía renovable. Los datos de generación se expresan en la Tabla 13. Tabla 13: Generación de energía eólica (GWh) - 2000 a 2009 Flujo 2000 Generación total 53 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 53 36 63 74 74 342 668 1183 1238 Fuente: Adaptado del BEN 2010, p.64. 2.5.4. Expansión de la capacidad instalada nacional (MW) Entre 1981 y 1990, aproximadamente 18.000 MW se incorporaron al sistema brasileño, el cual en 1990 alcanzó la marca de 48.942 MW de capacidad generadora instalada. Esto incluye una porción de potencia de Itaipu perteneciente al país y excluye el pequeño aporte de autoproductores que venden sus excedentes a las concesionarias públicas (Cachapuz, 2002). De acuerdo con el Informe 2009 de la ANEEL (2010, p.56), la expansión de la oferta, en consonancia con el planeamiento del sector eléctrico, se concreta de las siguientes formas: 30 Brasil- Productos I y II • mediante licitaciones de concesiones de emprendimientos de generación hidroeléctrica y de transmisión; • por la autorización de actividades de generación, transmisión y comercialización de energía; • por la regularización de las actividades de cooperativas de electrificación rural; y • mediante la concesión de autorización para actividades de distribución de energía eléctrica en zonas rurales. Al término de 2009 Brasil contaba con una capacidad instalada de 106.301,07 Megawatts (MW) y con una red básica de transmisión de 93.295,3 kilómetros (Km). Si lo comparamos con los números de 2008, el sistema creció un 3,59% en términos de potencia y un 3,34% en su extensión. En el cuadrienio 2006 - 2009 la capacidad instalada nacional pasó de 92.865,47 a 106.301,07, ritmo superior a 3% anual, según se detalla en la Tabla 14. Tabla 14: Expansión de la capacidad instalada 2006-2009 - MW 2007 2006 Capacidad 92.865,47 96.294,47 Año anterior 3.429,00 4.058,00 Incremento Suma 96.294,47 100.352,47 Fuente: Informe 2009 de la ANEEL, 2010, p.56 2008 100.352,47 2.257,32 2009 102.609,79 3.691,28 102.609,79 106.301,07 Según el Informe 2009 de la ANEEL (2010, p.56), la hidroelectricidad históricamente predominante en la matriz brasileña representaba al término de 2009, 71% de la capacidad, con 165 emprendimientos con potencia de 74.484,24 MW, frente a 73% en 2008. La caída se compensó con la expansión de todas las otras fuentes, con excepción de la termonuclear la cual cayó de 1,96% a 1,89%. La termoelectricidad, segunda fuente en orden de participación, pasó de un 22,18% a 23,59% del total, dividido entre 1.313 plantas con capacidad de 25.081,35 MW. La generación por Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH) y Centrales Generadoras aumentó de 2,54% en el 2008 a 2,94% en el 2009, mientras que la generación eólica subió de 0,33% a 0,57% en los mismos años. El mismo Informe 2009 de la ANEEL (2010 p.56), afirma que en 2009 se otorgaron y homologaron 3.327,497 Megawatts (MW) de potencia, mediante 140 autorizaciones de generación. Asimismo, entraron en operación unidades generadoras concedidas en años anteriores con capacidad de 3.565,11 MW, además de 126,17 MW, derivados de procesos de regularización, repotenciación, reactivación y ampliación de plantas existentes, con una adición total al sistema de 3.691,07 MW. En enero de 2010 se concluyeron e incorporaron al sistema eléctrico brasileño (SEB) 11 plantas con un total de 700 MW. (BEN, 2010). El número de emprendimientos generadores de energía eléctrica en 2009 alcanzó las marcas presentadas en la Tabla 15. 31 Brasil- Productos I y II Tabla 15: Emprendimientos de generación en operación - Año 2009 Tipo Planta hidroeléctrica – UHE* Central generadora hidroeléctrica - CGH Planta termoeléctrica – UTE Central generadora eólica – EOL Nº Emprendimientos 165 Potencia** (MW) 75.484,24 328 1897,19 1313 36 25.081,35 602,28 1 2 0,02 2.007,00 Central generadora fotovoltaica – SOL Planta termonuclear – UTN Fuente: ANEEL 2010, p.57 * Consideradas las turbinas del lado brasileño de Itaipu Binacional (7.000 MW) ** No considerada la importación de energía. El Balance Energético Nacional, divulgado por el Ministerio de Minas y Energía de Brasil, describe la oferta interna de energía eléctrica (OIEE). En cuanto a la energía renovable, tuvo lugar un aumento de 5,5%, y en el caso de la energía proveniente de fuentes no renovables, se produjo una caída de 30,6%, en la comparación entre los años 2008 y 2009. En total, hubo un aumento de la oferta, de 0,6%, como muestra la Tabla 16. Tabla 16: Oferta interna de energía eléctrica 2008 y 2009 2009 2008 Var% Total Energía no renovable Gas natural Derivados de petróleo Nuclear 509,5 47,8 13,3 14,7 13 506,5 68,8 28,8 17,7 14 0,6% -30,6% -53,7% -17,1% -7,2% Carbón y derivados2 Energía renovable Hidráulica Importación 6,8 461,8 391 42,1 8,4 437,7 369,6 43,6 -18,8% 5,5% 5,8% -3,3% Tipo de fuente 1 Biomasa3 27,4 23,3 17,5% Eólica 1,24 1,18 4,7% Fuente: Adaptado del BEN, 2010 ¹ Incluye cuota de importación ² Incluye gas de coque ³ Incluye leña, bagazo de caña, lejía y otras recuperaciones 32 Brasil- Productos I y II 2.5.5. Demanda de electricidad – Año 2009 El comportamiento de la carga por tipo de consumo, entre 2008 y 2009, presentó un crecimiento de 6,25% en el segmento residencial y una caída de 7,39% en el industrial, como se detalla en la Tabla 17. Tabla 17: Carga de energía eléctrica – GWh - Años 2008 y 2009 Tipo Año 2008 Consumo GWh % Residencial 94.720 20,18 Industrial 166.485 35,46 Comercial 61.749 13,15 Otros 56.116 11,95 Autoproducci ón Transportada 13.792 2,94 Pérdidas 76.582 16 Carga - GWh 469.444 100 Fuente: Adaptado del BEN 2010 Año 2009 GWh % 100.638 21,44 154.190 32,84 65.225 13,89 56.368 12,01 11.784 81.263 469.468 Evolución % 6,25 -7,39 5,63 0,45 2,51 17 100 -14,55 6 0 2.5.6. Composición sectorial del consumo de electricidad La tendencia verificada en el consumo de energía eléctrica, en los años 2007 a 2009, exhibe una caída de la participación del consumo en los sectores industrial y agropecuario, con incremento en los sectores público, residencial, comercial y energético. El sector de transporte permaneció con una participación estable en el consumo, como lo indica la Tabla 18. Tabla 18: Composición sectorial del consumo de electricidad - Años 2007 a 2009 % del consumo final CONSUMO FINAL (103 tep) Sector energético Residencial Comercial Público Agropecuário Transporte Industrial Total 2007 35.443 4,2 22,1 14,2 8,2 4,3 0,4 46,7 100 2008 36.830 4,3 22,3 14,6 8,1 4,3 0,4 46,1 100 2009 36.638 4,4 23,9 15,1 8,6 3,9 0,4 43,7 100 Fuente: Adaptado del BEN 2010, p.28. La demanda de energía eléctrica en el año 2009 alcanzó los 426.029GWh, la producción interna, 466.158; y la importación, 41.064GWh. Descontada la exportación de 1.080GWh, tenemos un exceso de oferta de 19% en relación a la demanda, 33 Brasil- Productos I y II correspondiendo a la variación de pérdidas y ajustes a 19%. Los índices de demanda industrial, residencial y comercial se encuentran en 44%, 24% y 15% respectivamente, como se detalla en la Tabla 19. Tabla 19: Demanda de electricidad 2009 Flujo Producción Centrales eléctricas de servicio público Autoproductores Importación Exportación Variación, pérdidas y ajustes Consumo total Consumo final Consumo final energético Sector energético Residencial Comercial Público Agropecuario Transporte Ferroviario Industrial Cemento Arrabio y acero Hierro / aleaciones Minería y pelotización No ferrosos y otros de la metalurgia Química Alimentos y bebidas Textil Papel y celulosa Cerámica Otros % 109 96 13 10 0 -19 GWh 466.158 409.150 57.008 41.064 -1.080 -80.112 426.029 426.029 426.029 18.756 101.779 64.329 36.693 16.600 1.591 1.591 186.280 4.730 14.868 6.730 8.208 36.113 23.155 23.488 7.713 18.271 3.494 39.509 4 24 15 9 4 0 0 44 100 Fuente: Adaptado del BEN 2010, p.58. 2.5.7. Consumo per cápita El consumo de energía eléctrica per capita aumentó un 0,9% entre 2008 y 2009, incluso con la crisis económica mundial intensificada en ese año en razón del aumento del ingreso de las clases menos favorecidas, según se detalla en la Tabla 20. 34 Brasil- Productos I y II Tabla 20: Consumo per cápita Principales indicadores PBI per capita OIE per capita OIE por PBI [2009] OIEE per capita Unidad USD/hab tep/hab 2009 8.218 1,274 2008 8.313 1,332 Var. % -1,1% -4,4% tep/103 USD 0,155 0,16 -3,1% 324 321 0,9% 3 kWh/10 USD Fuente: Adaptado de: BEN, 2010.* *Resultados preliminares, año base 2009 - Síntesis de los resultados 3 Estimativa del IBGE para la población residente al 1º de julio de cada año 4 PBI divulgado por el IBGE convertido en USD según la tasa de cambio promedio de 2009 (Banco Central: USD 1,00 = R$ 1,9976) 2.6. Situación del sistema eléctrico brasileño en el año 2009 El sistema de energía de Brasil, compuesto por el Sistema Interconectado Nacional (SIN), conecta, a través de líneas de transmisión de electricidad de alto voltaje (138 a 750KVAC y + / - 600KVCC), a todas las regiones del país y de los sistemas aislados existentes en algunas ciudades del norte. La Figura 7 muestra el mapa del SIN por cuencas hidrográficas. 35 Brasil- Productos I y II Figura 7: Mapa del Sistema Interconectado Nacional. Fuente: ANEEL 2009 Aun considerando que Brasil es un país privilegiado por la grandeza de su potencial hidroeléctrico, las acciones estructurales en el sector, junto con acciones legales para la preservación del medio ambiente, han dificultado el avance de la expansión del sector y limitado su capacidad efectiva y flexibilidad, afectando el suministro de energía (SENADO FEDERAL, 2010). Según el informe de 2009 de la ANEEL (2010, p.9), en lo concerniente a la expansión de la oferta de energía en 2009, la Agencia preparó la licitación de energía de la Planta Hidroeléctrica de Belo Monte y otorgó otros 3.327,49 Megawatts (MW) de potencia. Además de ello, aprobó 25 estudios de inventario hidroeléctrico, con potencia total de 15,2 mil MW, con un lugar destacado para el aprovechamiento del río Tapajós, en la región norte del país. 36 Brasil- Productos I y II El SENADO FEDERAL, (2010, p. 1), resume así la cuestión: "Brasil posee el mayor potencial hidroeléctrico del mundo, mitad del cual aún está por ser aprovechado. Mientras tanto, esa inmensa reserva – barata y ambientalmente segura – se está utilizando cada vez menos, a la vez que el suministro pasa a depender cada vez más de fuentes térmicas, caras y contaminantes. El esfuerzo realizado a partir de 1995 para abrir el sector eléctrico a la inversión privada, en general exitoso, sufrió una significativa solución de continuidad entre 2003 y 2006, en función del proceso relativamente largo de revisión del modelo sectorial emprendido por el Gobierno. En la reanudación, no obstante, quedó evidente que las estrategias de los variados sectores contrarios a la solución hidroeléctrica consiguieron, en la práctica, establecer un “veto blanco”, si no a las plantas, al menos a la construcción de embalses, contra los cuales se impusieron severas restricciones. Con ello, pierde el País calidad y eficiencia en su sistema de generación de energía eléctrica; pierden las actividades económicas ribereñas por no ver regularizado el flujo de los ríos; pierden los consumidores, que están pagando más por la energía; y pierde el medio ambiente, en función de la creciente dependencia de la termoelectricidad. Urge discutir este virtual “veto en blanco” hecho a las hidroeléctricas y a sus embalses, registrando en el cuerpo normativo apropiado las definiciones finalmente alcanzadas, luego de recorridos los caminos regulares de toma de decisiones en el ámbito del Estado.”(SENADO FEDERAL, p.1). El mismo documento añade en (p. 2): "La falta de fondos detuvo las inversiones del gobierno en el sector desde la década de 1980. Por otra parte, entre 1988, cuando la Constitución abre la posibilidad de concesión de servicios públicos, y 1995 cuando fueron aprobadas las leyes número 8987 y 9074, ninguna concesión nueva para el desarrollo de la generación de energía eléctrica en el país fue otorgada por falta de legislación que regule la disposición constitucional. Estas fueron las semillas de la crisis de suministro que golpearía el país en 2001." (SENADO FEDERAL, p.2). También de acuerdo con el Senado Federal, (2010, p. 3), "todas las represas que comenzaron a funcionar entre 2003 y 2008 fueron precisamente las que habían sido licitadas hasta julio de 2002. El documento hace hincapié en el tiempo requerido para la entrada en operación de una represa, después de ser licitada. Resalta que las pocas plantas licitadas después de 2003 son, básicamente, al nivel del agua, sin embalse, con factores negativos como la falta de regulación de inundaciones, la dificultad de usar el embalse para otros fines, como el riego, y poca capacidad para mantener la generación de energía en épocas de sequía y de aumentarla en el momento de pico de carga, provocando un mayor uso de fuentes termales en estas situaciones, con altas emisiones de CO2. " Según la misma fuente, (p 0,9-11) “en el año 2009 se registró una adición de 3.691,28 MW de la capacidad instalada en el país. La misma llegó a 106,301.07 MW a finales de 2009. En la misma fecha, alcanzó la marca de 93,295.3 kilómetros de líneas para el sistema de transmisión interconectado con la adición de 3,012.5 Km. energizados”. "Además, el Informe 2009 de la ANEEL, 2010, p. 11, señala que el sector eléctrico brasileño creció un 3,59% en potencia y un 3,34% en la extensión de la red básica en 2009." (SENADO FEDERAL, p.3). 37 Brasil- Productos I y II 2.7. Tarifas El informe de la ANEEL (2010, p. 40) se refiere a la resolución 350/1999, donde se establecen los procedimientos para la planificación, formación, tratamiento y gestión de la cuenta del consumo de combustibles fósiles de los Sistemas Aislados (CCC-ISOL) y límites de exposición para el reembolso de combustible. Con este cambio, la expectativa es de 1% de reducción en las tarifas para los consumidores, debido a la disminución en el valor de la CCC, cuyo impacto en la tasa es de alrededor de 4%. La misma ANEEL reafirma: "La Agencia está emprendiendo esfuerzos para promover una mayor eficiencia económica y energética en sistemas aislados (no conectados al Sistema Interconectado Nacional), para reducir el costo de la CCC y, subsiguientemente, reducir el impacto de las tasas en la cuenta del consumidor en el momento del reajuste o revisión. La CCC es una cuota que subsidia la compra de combustibles utilizados en la generación de energía por las plantas termoeléctricas para los sistemas aislados, ubicados principalmente en el norte de Brasil. Instituida por la Ley no. 5899/1973, la CCC es recaudada en cuotas mensuales por las distribuidoras, transmisoras y licenciatarias del servicio de distribución. Este cargo, pagado por todos los consumidores de energía del país, es uno de los elementos del costo de la tarifa." (ANEEL, 2010). El mismo informe de la ANEEL (2010, p.51), "define el valor de las acciones de la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) que debe ser recaudada en 2010 por agentes de transmisión y distribución que suministran energía eléctrica para los consumidores finales, estimado en R$ 2,96 mil millones. El monto es un 4,2% mayor que en 2009, fijado en R$ 2,84 mil millones. El impacto promedio de las tasas es del 0,1% de ajuste anual o revisión tarifaria de cada concesionario. En los ingresos previstos para 2010 será de R$ 2,81 mil millones por la distribución. Las transmisoras pagarán R$ 142,5 millones y otros R$ 6,2 millones serán pagados por las cooperativas licenciatarias del servicio de distribución." "La CDE fue establecida por la Ley Nº 10.438/2002 con el fin de estimular el desarrollo energético de los estados y aumentar la competitividad de la energía eléctrica generada a partir de fuentes alternativas en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). La CDE se encuentra también destinada a la universalización de la energía eléctrica y a la subvención económica de los consumidores de bajos ingresos. Su costo es prorrateado para todos los consumidores atendidos por el Sistema Interconectado Nacional (SIN). Los dos sistemas aislados están exentos de este cargo." (ANEEL, 2010). La Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) es una cuenta cuya recaudación se usa para promover la competitividad de la energía eléctrica producida por plantas que utilizan fuentes alternativas: eólicas, pequeñas centrales hidroeléctricas, biomasa y carbón mineral nacional, entre otras. De acuerdo con la Ley Nº 10.762/2003, los recursos provenientes de las multas impuestas a los agentes del sector se aplicarán exclusivamente al desarrollo de la universalización del servicio público de energía eléctrica y en la forma de la reglamentación de la ANEEL, como se puede visualizar en la Tabla 21. 38 Brasil- Productos I y II Tabla 21: Lista de las actas de infracción Total de multas 168 363 330* Total Valor total (R$) 68.469.000,99 91.136.390,31 161.688.588,27 321.293.979,57 Fuente: Adaptado del Sistema de Apoyo a la Decisión de la ANEEL, 2010. * Incluye actas juzgadas y aún no juzgadas. Consulta al 30/03/2010. ANEEL (2010, p. 53) se refiere a la compensación por el uso de los recursos hídricos (CFURH). Esta "benefició a 645 municipios y 22 entidades federativas. El uso de los recursos hídricos para la generación de electricidad genera una compensación para los municipios, los estados y la Federación, que tienen derecho de recibir royalties. Los royalties de Itaipu, por ejemplo, son la compensación financiera por el uso de los recursos hídricos. En 2009 la recaudación fue de R$ 460,54 millones, valor 16,75% superior a los R$ 394,44 millones recaudados en 2008.” Para entender el funcionamiento del Sistema Eléctrico Brasileño (SIN), se efectuaron consultas a informaciones del ONS, "Operador del Sistema Eléctrico Nacional, compuesto por 235 empresas miembros. Es una entidad privada, sin fines de lucro, creada el 26 de agosto de 1998, responsable de coordinar y controlar la operación de instalaciones de generación y transmisión de electricidad en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), bajo la supervisión y la regulación de la ANEEL." Según el ONS (2009, p.12), "la organización ha buscado la integración regional. A este respecto intensificó en 2009 la actuación en la CIER, a partir de su participación en el Proyecto CIER 15 Informe Anual, que analiza las posibles transacciones de energía potencial entre la región andina, Centroamérica y el Cono Sur. Asimismo, en la reunión del Comité Central de la CIER, celebrada en noviembre de 2009, en Madrid, el Director General de la ONS fue elevado al cargo de Primer Vicepresidente de la CIER para el período 2009/11.” Para el ONS (2009, p.15), "el análisis en el horizonte de cinco años le permite al ONS encaminar propuestas para la toma de decisiones estratégicas, como anticipaciones de las obras, evaluación de necesidades, MME/CMSE y EPE, implantación de la oferta complementaria al programa de expansión definido para este período, o incluso el establecimiento de reserva de generación y / o energía de reserva en la Ley N º 10.848, de fecha 15/03/2004 y Decreto N º 6353 de 16,1 / 2008. Una de las conclusiones del PEN 2009 afirma que "la energía hidroeléctrica seguirá siendo la principal fuente de generación de energía en los próximos cinco años, pero la participación de las fuentes termoeléctricas convencionales, como el carbón, el gas y el petróleo se incrementará en ese período, pasando de 11.895 MW (12 1%) a 25.267 MW (19,9%)." La ONS (2009, p. 17), reafirma la integración con Argentina y Uruguay. Como en años anteriores, hubo oportunidades en el 2009 para la integración energética con los sistemas eléctricos de Uruguay y Argentina, habiendo sido concretada la exportación, con recursos de origen térmico no utilizados para suplir las necesidades del SIN, 39 Brasil- Productos I y II complementada por la energía hidroeléctrica por medio de la modalidad de "devolución", ya que esta energía exportada debe ser devuelta a Brasil hasta noviembre de 2009, según lo acordado entre las partes. En ONS (2009, p. 33), es destacada la labor de la Comisión de Integración Eléctrica Regional – CIER, que viene intensificando sus actividades, principalmente a partir de su representación en el Proyecto CIER 15 - Estudio de las transacciones de energía entre las regiones Andina, América Central y Cono Sur, habiendo sido sede de las reuniones del grupo de trabajo en 2009. La Cuenta para el Desarrollo Energético (CDE) es una cuenta cuya recaudación será utilizada para promover la competitividad de la energía eléctrica generada por centrales que utilizan fuentes alternativas: eólicas, pequeñas centrales hidroeléctricas, biomasa y carbón mineral, entre otras. De acuerdo con la Ley Nº 10.762/2003, los recursos provenientes de las multas impuestas a los agentes del sector se utilizarán exclusivamente para el desarrollo de la universalización del servicio público de energía eléctrica, según se requiera, en virtud del reglamento de la ANEEL (ver Tabla 25). 2.7.1. Costo del Mwh El precio del MWh de energía eléctrica se mantuvo estable entre 2007 y 2009, tanto para el sector industrial, como para el residencial, según se detalla en la Tabla 22. Tabla 22: Costo medio del MWh – R$ Flujo Electricidad industrial Electricidad residencial 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 47,7 43,2 40,6 46,4 58,4 99,2 122 141,4 144,5 142 112 97,7 91,2 100,5 118,2 168,3 188,5 209,4 210,2 201 Fuente: ANEEL, 2010 2.8. Los grandes apagones brasileños El Estado de San. Pablo (2009), publicó el resumen de los apagones (cortes de energía) que se produjeron entre 1999 y 2007. Según la prensa nacional: • • "1999 - Más de 60% del país se vio afectado por el apagón en marzo de 1999, que comenzó en una subestación eléctrica CESP en Bauru (SP). El problema ha llegado a los diez estados del Sur, Sudeste y Centro-Oeste, además del Distrito Federal, Acre y parte de Paraguay. La versión oficial del problema fue un rayo en la subestación de Bauru; "2001/2002 - En los últimos dos años del gobierno de Fernando Henrique Cardoso, Brasil vivía con el temor de un apagón importante. Inversión insuficiente en años anteriores sumada a la escasez de lluvia hicieron que el país debiera reducir en un 20% sus gastos en energía. Se creó un Ministerio de Apagón para gestionar la crisis. Se determinó racionamiento "voluntario" de energía: los consumidores que alcanzasen las metas de ahorro serían 40 Brasil- Productos I y II recompensados, mientras que los que no lograsen reducir su consumo serían castigados. En 2002, se suspendió el racionamiento" • "2005 - A principios de enero, un gran apagón golpeó a los estados de Río de Janeiro y Espírito Santo, lo que afectó a más de 3 millones de personas. El problema se produjo en dos líneas de transmisión desde la central de Furnas, que se apagaron sin una razón aparente. Una tercera parte ya estaba desconectada debido a una menor demanda en el mes. Con sólo una línea en funcionamiento, el sistema colapsó. En abril, Furnas fue multada en R$ 4,1 millones para tal falla. " • "2007 - En 2007, Furnas fue el eje de otro apagón en Río de Janeiro y Espírito Santo, causado por el colapso de dos líneas de transmisión" 2.8.1. Apagón del 10 de noviembre de 2009 Según la ANEEL (2009 p.11), “el equipo investiga las causas del apagón del 10 de noviembre. En la fiscalización de la transmisión, el gran punto destacado fue la investigación de las causas del apagón del 10 de noviembre de 2009, cuando 18 estados quedaron sin luz a partir de las 22:13, debido a la caída de parte del sistema eléctrico de las regiones Sur y Sudeste, con interrupción del suministro de 24.436 MW, cerca de 40% de la carga del Sistema Interconectado Nacional (SIN).” “El apagón se originó en el corte de los circuitos 1,2 y 3 de la línea de transmisión de 765 kilovoltios (kV) Itaberá-Ivaiporã, con el rechazo de 5.564 MW generados por Itaipu Binacional. Como consecuencia de ello se produjeron desactivaciones en cascada. La fiscalización ocurrió del 17 de noviembre al 15 de diciembre de 2009 y el Informe de Fiscalización deberá ser concluido en 2010, en razón de la extensión y complejidad de la perturbación y del gran número de agentes involucrados.” Según ONS, (2010, p.14), el apagón del 10 de noviembre fue una ocurrencia de gran porte, con la interrupción de 40% de la carga total del SIN y un tiempo promedio de recomposición de 222 minutos en las regiones más afectadas. Aunque haya sido una contingencia triple atípica, de bajísima probabilidad de ocurrencia, los sistemas especiales de protección actuaron de forma correcta y los esquemas de seccionamiento evitaron la propagación del problema, sufriendo las regiones Norte y Noreste interrupciones de cerca de 7% de la carga por la actuación de los Esquemas Regionales de Alivio de Carga, a la vez que la región sur vio preservada prácticamente la totalidad de su carga. El análisis del evento indicó varias acciones que ya se están implementando para optimizar la seguridad del SIN. Ocurrencia del 10 de Noviembre de 2009. La ONS (2010) presenta la descripción de la ocurrencia en su página en Internet, de la siguiente forma: “El apagón ocurrido en la noche del 10 de noviembre, a las 22:13, ocasión en que las condiciones meteorológicas eran adversas, fue provocado por descargas atmosféricas y/o reducción de la efectividad de aisladores sometidos a la severidad de esas condiciones y constituyó un evento atípico, de bajísima probabilidad. La planta de 41 Brasil- Productos I y II Itaipu, en Paraná, cuenta con una potencia instalada de 14.000 MW y es responsable por cerca de 20% de la energía consumida en Brasil y 87% de la consumida en Paraguay. La transmisión, de propiedad de Furnas Centrais Eléctricas, se efectúa por medio de cinco líneas, cada una con cerca de 900 kilómetros de extensión. Dos de ellas son en corriente continua, desde Foz do Iguaçu hasta Ibiúna, en San Pablo; las otras tres líneas, en corriente alternada de 765 kV, se extienden hasta Tijuco Preto (SP). Particularmente en el caso de Itaipu, el sistema de 765 kV venía operando según un criterio de seguridad aún más riguroso, por sobre los padrones usualmente adoptados (contingencia simple), previendo la posibilidad de pérdida de hasta dos líneas, es decir, en N-2 (contingencia doble)”. ONS, (2010). De acuerdo con los registros de oscilación, se registró un cortocircuito a las 22:13, en el tramo entre Ivaiporã (PR) e Itaberá (SP), cerca de esta última subestación. El cortocircuito alcanzó las tres líneas de transmisión de 765 kV del tronco de transmisión de Itaipu en cerca de 10 centésimos de segundo, verificados desde lo ocurrido en la primera línea hasta la completa eliminación del evento, en la tercera. La contingencia fue totalmente atípica, con tres cortos monofásicos prácticamente simultáneos, que pasaron a ser trifásicos debido a la cercanía de la subestación. ONS, (2010), “Los Sistemas Especiales de Protección implantados por el ONS actuaron de forma correcta e inmediata. Las tres líneas de transmisión fueron desconectadas automáticamente, para evitar daños a los equipos. La apertura de los tres circuitos interrumpió el volumen de energía transmitido a la región Sudeste y desencadenó una condición de oscilación entre las diversas áreas del SIN que, como resultado, provocó la apertura en cascada de decenas de circuitos de transmisión, interrumpiendo el suministro de energía en las diversas regiones. Para una mejor comprensión de la severidad del impacto, se debe considerar que, desde la apertura de las tres líneas de 765 kV hasta el colapso en los estados de San Pablo, Rio de Janeiro, Espírito Santo y Mato Grosso do Sul transcurrieran menos de cinco segundos.” 2.8.2. Consecuencias de la ocurrencia y recomposición del sistema ONS, (2010),“El apagón del día 10 de noviembre afectó a las regiones de distintas formas y fue más significativo en el Sudeste/Centro Oeste, donde hubo una interrupción de 23.335 MW (62% de las cargas del área). Los esquemas de seccionamiento funcionaron de acuerdo con lo esperado y evitaron la propagación del problema, reduciendo el impacto de las perturbaciones en las regiones Sur, Norte y Noreste. Estas tres regiones fueron muy poco afectadas por el apagón, con el 1%, 8% y 7% de su carga interrumpida respectivamente, siendo las dos últimas auxiliadas por la actuación del Esquema Regional de Alivio de Carga. En el SIN la carga total interrumpida fue de 24.436 MW, o el 40% del total. A partir de un diagnóstico de la situación, el proceso de recomposición fue iniciado inmediatamente y realizado de modo gradual y coordinado, de acuerdo a lo previsto en los Procedimientos de red del ONS. La falta de energía tuvo una duración promedio de 222 minutos en Espírito Santo, Mato Grosso do Sul, Rio de Janeiro y San Pablo. Otros 14 estados sufrieron interrupciones inferiores a 40 minutos: Minas Gerais, Mato Grosso, Goiás, Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Paraná, Acre, Rondônia, Bahia, Sergipe, Paraíba, Alagoas, Pernambuco y Rio Grande do Norte" 42 Brasil- Productos I y II 2.8.3. Análisis de la ocurrencia y medidas propuestas ONS, (2010), “El estudio detallado de la ocurrencia se encuentra consolidado en el Informe de Análisis de la Oscilación - RAP, que fue enviado al CMSE y la ANEEL el 17 de diciembre de 2009. El RAP presenta una lista de 53 acciones, con plazos y responsabilidades de actuación, en consonancia con las tres metas fundamentales buscadas por el ONS: la primera de ellas es trabajar preventivamente, reforzando siempre que sea posible y viable, la seguridad del sistema; la segunda es, una vez ocurrido el problema, minimizar el efecto dominó; y la tercera, reducir el tiempo de recomposición.” Varias acciones propuestas en el RAP ya están siendo implementadas, y algunas de ellas ya fueron concluidas. Con el objetivo de preservar la confiabilidad de la operación eléctrica del SIN, hasta que sean concluidas las acciones enumeradas para la subestación Itaberá (instalación de los booster sheds y mejoría del blindaje), el ONS, con base en lo determinado por el CMSE, aumentó el nivel de seguridad en el tronco de 765 kV, entre las subestaciones de Foz do Iguaçu y Tijuco Preto, implantando límites que soportan la pérdida de tres circuitos en esta interconexión (criterio operacional N3), aunque para atender a esta directriz sea necesario el despacho de generación térmica adicional (ONS, 2010). Considerando que la cantidad de generación térmica necesaria está directamente asociada al comportamiento de la carga, los valores de generación térmica deben ser definidos por el ONS en la etapa de programación diaria, con el objetivo de responder a los requisitos de seguridad con el menor costo. Finalmente, con el objetivo de optimizar los procesos concernientes a la seguridad del SIN, son destacadas a continuación algunas de las acciones que tendrán tratamiento prioritario: • Reevaluación, en conjunto con la EPE, de los criterios de seguridad actualmente adoptados para el planeamiento de la expansión y operación, especialmente en los puntos estratégicos de los sistemas de transmisión, como grandes centros de consumo y troncos de transmisión de salida de grandes bloques de generación (ONS, 2010). • Elaboración de propuesta de criterios para la selección de un conjunto de instalaciones estratégicas del SIN, estableciendo procedimientos adicionales a los actualmente vigentes para acceso, planificación de operación, protección y control, operación en tiempo real y mantenimiento, así como un criterio específico con miras a brindar apoyo a los procesos de fiscalización por parte de la ANEEL (ONS, 2010). • Reevaluación de los procedimientos de recomposición del sistema y corredores de transmisión, verificando la viabilidad de la utilización de plantas térmicas, las plantas nucleares de Angra 1 y Angra 2, y otros recursos, como también la incorporación de dispositivos de auto-restablecimiento en más plantas (ONS, 2010). • Reevaluación de los esquemas existentes en los principales troncos de transmisión y generación del SIN y continuidad del proceso de implantación de 43 Brasil- Productos I y II seccionamiento por subfrecuencia en plantas hidroeléctricas pequeñas y medianas, con carga local (ONS, 2010). • “Evaluación de la filosofía de protección de líneas de transmisión y de equipamientos de los principales troncos, cuya actuación pueda afectar el desempeño del SIN como un todo” (ONS, 2010). 2.8.4. Perspectivas para la energía eléctrica en Brasil Las perspectivas presentadas en este trabajo para el Sistema Interconectado Nacional – SIN, apuntan a la necesidad creciente de la Oferta Interna de Energía Eléctrica, demandada por el aumento del consumo residencial -aún en un año de crisis económicay por las necesidades de los sectores industrial y comercial de energía a precios competitivos que les permitan reducir sus costos de operación y producción. En cuanto a los aspectos relacionados con la sustentabilidad ambiental, las fuentes renovables conquistan un espacio cada vez más relevante, al pretender constituirse en ambiental y socialmente correctas. Acciones para el desarrollo de estas fuentes de energía aparecen en la legislación y en los incentivos promovidos por el gobierno para el desarrollo de investigaciones de I&D y la implementación de proyectos autosustentables y ambientalmente correctos. 2.9. Marco legal e institucional de las energías renovables 2.9.1. Organización formal del sector energético brasileño En la actualidad, la toma de decisiones del sector eléctrico brasileño está alineada con el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE), el Ministerio de Minas y Energía (MME) y la Agencia Nacional de Energía (ANEEL). El Ministerio está a cargo del Comité de Supervisión del Sector Eléctrico (CMSE) y la Empresa de Pesquisa Energética (EPE). ANEEL tiene bajo su mando el Operador del Sistema Nacional (ONS) y la Cámara de Comercio (CCEE), que se muestra en la Figura 8 (ONS, 2010). 44 Brasil- Productos I y II Figura 8: Principales instituciones del sector eléctrico brasileño Fuente: ONS (2010a) Consejo Nacional de Políticas Energéticas (CNPE) De acuerdo con la Presidencia de la República - Casa Civil: Subcomisión de Asuntos del Gabinete de Asuntos Jurídicos. (1997), la Comisión Nacional de Política Energética (CNPE) fue establecida por la Ley N º 9478. Entre sus objetivos, que se describen en el capítulo I, se encuentran los siguientes: I - defender el interés nacional; II - promover el desarrollo, la expansión del mercado de trabajo y mejorar los recursos de energía; III - proteger los intereses de los consumidores con respecto al precio, calidad y disponibilidad de los productos; IV – proteger el medio ambiente y promover la conservación de la energía; VII - identificar las soluciones más adecuadas para el suministro de electricidad en las diferentes regiones del país; VIII – hacer uso de fuentes alternativas de energía, a través de la utilización económica de los recursos disponibles y las tecnologías aplicables; 45 Brasil- Productos I y II IX - promover la libre competencia; X - atraer inversiones para la producción de energía; XI - ampliar la competitividad del país en los mercados internacionales. XII - aumentar la base económica, las políticas de cuidados sociales y ambientales, la cuota de biocarburos en las políticas energéticas nacionales. (Redacción modificada por la Ley Nº 11.097 de 2005). ONS (2010) destaca que la CNPE asesora al Presidente de la República en la formulación de las políticas y directrices nacionales en materia energética. Ministerio de Minas y Energía (MME) El Ministerio de Minas y Energía (MME) realiza la planificación e implementación de las acciones definidas por el Gobierno Federal en el ámbito de la política energética nacional. Según DOU 07/22/1960 (Art. 5), el Ministerio de Minas y Energía (MME) fue fundado en 1960 con el propósito de llevar a cabo el estudio y despacho de todos los asuntos relativos a la producción de minerales y energía. El MME tiene, como empresas vinculadas, a Petrobras y Eletrobras, que son de economía mixta. Eletrobrás, a su vez, controla la empresa Furnas Centrais Eléctricas S.A., Companhia Hidro Elétrica do São Francisco (Chesf), Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica (CGTEE), Centrais Elétricas do Norte do Brasil S / A (Eletronorte), Eletrosul Centrais Elétricas S.A. (Eletrosul) y Eletrobrás Termonuclear S / A (Eletronuclear). Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico (CMSE) Según el Ministerio de Minas y Energía, de 2004, el Comité de Seguimiento del Sector Eléctrico (CMSE), constituido en el ámbito del MME, fue creado por la Ley 10.848 de 2004, con la función de supervisar y evaluar constantemente la continuidad y seguridad del abastecimiento de electricidad en todo el territorio nacional. Fue reglamentada por el Decreto 5.175/2004. Empresa de Pesquisa Energética (EPE) Según la ANEEL (2004), la Ley Nº 10.847, del 15 de Marzo de 2004, autoriza la creación de la Empresa de Pesquisa Energética - EPE, dependiente del Ministerio de Minas y Energía y en el artículo segundo señala que la Compañía tiene como objetivo la prestación de servicios en el área de estudios e investigaciones para apoyar la planificación del sector de energía, tales como electricidad, petróleo, gas natural y sus derivados, carbón, energías renovables, y la eficiencia energética, entre otros. 46 Brasil- Productos I y II Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) Según la ANEEL - Agencia Nacional de Energía Eléctrica, la reforma del Estado en Brasil comenzó con la aprobación de la Ley Nº 8987, de Concesión de Servicio Público, en febrero de 1995. Los artículos fueron modificados con el objetivo de permitir la entrada de fondos del sector privado, con el propósito de apoyar inversiones en el área de suministro de electricidad. En julio de ese año, la Ley de 9074 reglamentó el mercado de energía. En 1996, la Ley 9427 del 26 de diciembre, creó la Agencia Nacional de Energía (ANEEL). Su regulación se definió en el Decreto 2335, el 6 de octubre de 1997. La misma tiene como misión proporcionar condiciones favorables para el mercado de energía eléctrica, el desarrollo equilibrado entre los agentes, y el apoyo al beneficio de la sociedad en general. La Presidencia de la República (1996), por medio de la Ley N º 9427 del 26 de diciembre de 1996, estableció la Agencia Nacional de Energía Eléctrica - ANEEL. En su Capítulo I, artículo 2, define que la ANEEL tiene como finalidad regular y fiscalizar la producción, transmisión, distribución y venta de electricidad de acuerdo con las políticas y lineamientos del gobierno federal. Operador Nacional del Sistema (ONS) El Operador Nacional del Sistema (ONS) es el organismo que lleva a cabo actividades de coordinación y control de la operación de generación y transmisión de energía eléctrica, en el marco del Sistema Interconectado Nacional (SIN). La ONS (2010a) clasifica a los Agentes Sectoriales, como: Agentes Generadores autorizados o concesionarios de generación de energía eléctrica, que operan las plantas de generación; Agentes de Transmisión, detentores de concesión para la transmisión de energía eléctrica, con instalaciones en la red básica, y Agentes de Distribución que operan el sistema de distribución en su área de concesión. Aparecen también los Consumidores Libres quienes tienen el derecho de elegir su suministrador de electricidad, tal como se define en la resolución de la ANEEL; los Agentes Importadores – que están autorizados para la implantación de sistemas de transmisión asociados a la importación de energía eléctrica; los Agentes Exportadores - autorizados para implementar sistemas de transmisión asociadas a la exportación de electricidad, y el Agente Comercializador de Energía de la Planta de Itaipu, este con carácter binacional, perteneciente a Brasil y Paraguay. Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE) La CCEE tiene a su cargo la función de facilitar la comercialización de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, en los ambientes de contratación regulada y contratación libre, y llevar a cabo la contabilidad y liquidación financiera de las operaciones realizadas en el mercado de corto plazo, que son auditados externamente, de acuerdo con la Resolución Normativa de la ANEEL Nº 109 del 26 de octubre de 2004 (Convenio de Comercialización de Energía Eléctrica). Las normas y procedimientos que rigen las actividades realizadas en la CCEE son aprobadas por la ANEEL. En este punto, la CCEE tiene el objetivo de proporcionar un ambiente para las actividades y operaciones de comercialización de energía, proporcionando y perfeccionando soluciones compatibles con las necesidades del mercado con integridad, transparencia y confiabilidad. 47 Brasil- Productos I y II 2.9.2. Legislación del sector energético brasileño La Constitución Federal, en CF, 1988, p. 31, el Art. 175 establece que le corresponde al poder público, directamente o bajo régimen de concesión o licencia, siempre a través de licitación, la prestación de servicios públicos. Según CRESESB 2010, la Ley Nº 8987 del 13 de febrero de 1995, prevé el régimen de concesión y licencia de prestación de servicios públicos, previsto en el art. 175 de la Constitución Federal. Define Servicio adecuado, derechos y obligaciones de los usuarios, la política de precios, licitación, contratos y cargos. El mismo CRESESB 2010, se refiere a la Ley Nº 9074 del 7 de julio de 1995, y establece normas para la concesión y prórroga de concesiones y permisos de servicios públicos. El Capítulo II, De los Servicios de Energía Eléctrica, Sección I, De las Concesiones, Licencias y Autorizaciones El mismo sitio, CRESESB 2010 muestra la Ley Nº 9427 del 26 de diciembre de 1996, que instituye la Agencia Nacional de Energía Eléctrica - ANEEL, reglamenta el régimen de concesiones de servicios públicos, electricidad y dicta otras decisiones estratégicas Art. 26. Depende de autorización de la ANEEL: I – el aprovechamiento del potencial hidráulico de potencia superior a 1000 Kw e igual o inferior a 10,000 Kw destinados a la producción independiente; II - la importación y la exportación de energía eléctrica, por productor independiente, así como la implantación del sistema de transmisión asociado. CRESESB 2010, DECRETO Nº 2335, del 06/10/1997 – DOU 07.10.1997 Constituye la Agencia Nacional de Energía Eléctrica - ANEEL, como autarquía bajo régimen especial. CRESESB 2010, Año 1998. Publicación de la Ley Nº 9648, del día 26 de mayo de 1998, crea el MAE y el ONS, además de la figura del consumidor especial. Entre otros puntos, también le otorga poderes a la ANEEL para autorizar la compra y venta de energía por parte del agente comercializador y proporciona incentivos a las PCHs. CRESESB 2010, Decreto Nº 2.655, del 2 de julio, que regula la Ley N º 9.648/98 y establece normas para el Mercado Mayorista de Energía (MAE) y el Sistema Nacional de Operador (ONS), la ANEEL publica la Resolución N º 265, del 13 de agosto, que establece las normas para el comercio de electricidad. CRESESB 2010, Año 1999. El día 1 de octubre de 1999 la ANEEL dictó la Resolución Nº 281 que estableció las condiciones generales para la contratación del acceso al sistema de transmisión y distribución. El día 22 de octubre del mismo año, Carbocloro / SP firmó el primer contrato entre un consumidor libre y un comercializador de energía, con el proveedor Copel. La firma del contrato contó con la intermediación de Tradener / PR. 48 Brasil- Productos I y II CRESESB 2010, en abril de 2001 tuvo lugar la intervención de la ANEEL en el Mercado Mayorista de Energía (MAE); el gobierno publicó el 15 de mayo la MP Nº 2147, que creó e instaló la Cámara de Gestión de Crisis de Energía Eléctrica, y estableció lineamientos para programas que hagan frente a la crisis energética. CRESESB 2010, publicada el 1 de marzo 2002, la Resolución Nº 102 que estableció la Convención del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica (MAE). También publicó la MP 14/01, convertida más tarde en la Ley 10.438/02, que firmó el Acuerdo General del Sector Eléctrico. El 30 de diciembre se produjo el primer ciclo de contabilidad y liquidación del MAE, que abarca el período septiembre 2000-septiembre 2003. El valor en libros alcanzó USD$ 2,9 mil millones, el acuerdo estaba condicionado por $ 1.4 mil millones. El monto pagado fue de USD$ 856,2 millones de dólares (57,54%) y a tasa de morosidad alcanzó R$ 631.9 millones (42,46%). CRESESB 2010, publicación del Decreto Nº 4.562, del 31 de diciembre, que determina la separación de los contratos de suministro de consumidores del grupo A; CRESESB 2010, el día 3 de julio de 2003, se produjo el segundo ciclo de la contabilidad y liquidación del MAE, que giró USD$ 2.5 mil millones, una liquidación condicional de USD $ 1,2 mil millones, un monto liquidado de USD$1 mil millones (88,40%) y morosidad de USD$ 141 millones (11.60%); Publicada la Ley Nº 10.762, del 11 de noviembre que se extendió la bonificación del TUSD y TUST y la comercialización de energía incentivada, a proyectos hidroeléctricos con potencia igual o inferior a 1,0 MW. CRESESB 2010, publicada la Ley Nº 10.847 del 15 de marzo de 2004, que creó la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), así como la Ley Nº 10.848 que, además de establecer el nuevo modelo sectorial, creó los ambientes de contratación regulada y libre (ACR y ACL), la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE) suprimiendo el MAE - y el Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico (CMSE); El 30 de julio se dictó el Decreto Nº 5163 que reglamentó la Ley 10.848, de 2004, y la comercialización de energía eléctrica. CRESESB 2010, aprobada por la ANEEL, en 2005, la alteración de la Resolución Nº 77/2004, que aseguró la exención del pago de TUSD y TUST para emprendimientos de generación eólica, biomasa, pequeñas centrales hidroeléctricas, solar y cogeneración cualificada, con potencia inferior a 30 MW y que hayan entrado en operación hasta el 31/12/03. CRESESB 2010, 21 de diciembre de 2006, la ANEEL publicó la Resolución Nº 247, que estableció las condiciones para la comercialización de energía eléctrica de fuentes que poseen incentivos para consumidores con carga igual o superior a 500 Kw. CRESESB 2010, Ley 11.488 del 15 de junio de 2007, prorrogó el descuento del 50% en TUSD TUST a los emprendimientos de generación eólica, biomasa, pequeñas centrales hidroeléctricas, solar y cogeneración calificada, con potencia instalada de hasta 30 MW. Esta ley también ratificó la posibilidad de comercialización de energía eléctrica de 49 Brasil- Productos I y II fuentes que poseen incentivos a consumidores especiales o conjunto de consumidores especiales reunidos en igualdad de derecho o de hecho, cuya carga es mayor o igual a 500 Kw. Los primeros contratos directos entre una comercializadora y consumidores de fuentes incentivadas, fueron homologados por parte de la ANEEL. Los negocios, que superaron los R$ 16 millones, involucraron a Electra Energy y a las empresas Mangotex, Insofilme Indústria e Comércio de Plásticos y Meincol Distribuidora de Aços. 2.9.3. Ambiente de Contratación Regulada (ACR) o Ambiente de Contratación Libre (ACL) Según Trench, 2004, la nueva ley modificó profundamente las reglas de comercialización de energía eléctrica en el País. La energía solamente podrá ser contratada bajo dos formas: de acuerdo con las reglas del Ambiente de Contratación Regulada (ACR) o de acuerdo con las reglas del Ambiente de Contratación Libre (ACL). En el ACR se comercializa la energía eléctrica utilizada por las compañías distribuidoras para proveer a sus respectivos consumidores finales. Exceptuados algunos casos específicos, las distribuidoras no pueden adquirir energía eléctrica fuera del ACR. La venta de energía en el ACR será realizada a través de licitaciones promovidas por la ANEEL (que puede delegar esa función a la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica - CCEE). El vencedor de la licitación firmará un único contrato de compra y venta con todas las compañías distribuidoras conectadas al sistema eléctrico. Ese contrato contendrá términos y condiciones regulados por el Poder Concesionario. En el ACL se comercializa la energía eléctrica para proveer a los consumidores libres, por intermedio de contratos bilaterales libremente negociados. Las reglas de contratación en el ACL deberán ser semejantes a las reglas de libre mercado actualmente en vigencia, es decir, existirá una reglamentación por parte del Poder Concesionario. Teniendo en cuenta que las compañías distribuidoras no pudieron adquirir energía en el ACL, es escaso el volumen negociable. 2.9.4. Historia del mercado libre De acuerdo con Electra Energy "El marco regulatorio del mercado libre en Brasil, desde el punto de vista legal, data de 1995, cuando se realizó la publicación de la Ley Nº 9.074 del 7 de julio. Esta ley permitió a los consumidores con carga igual o superior a 10 MW y con tensión igual o mayor a 69 kV, contratar su suministro con un productor independiente de energía eléctrica. No obstante, fue la ley Nº 9.648 de mayo de 98, la que inició las actividades del Mercado Libre, con la creación del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica (MAE) mediante la figura de consumidor especial. 50 Brasil- Productos I y II Otro importante acontecimiento fue la creación de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) en 1996, avalada por la Ley Nº 9.427 del 26 de diciembre. Siempre en la senda del crecimiento de esos 10 años y con vistas al futuro, el Mercado Libre posee aún algunos objetivos que deben alcanzarse. Estos incluyen la participación de comercializadores en las licitaciones de energía nueva y existente, la venta de excedentes contractuales directamente por parte de consumidores libres, la participación en la formación de precios, y la institución de los certificados de energía eléctrica. 2.9.5. Generación distribuida Según Paulo Henrique Gama, en la presentación de Lora & Addad (2006, Presentación), la Generación Distribuida (GD) representa un cambio de paradigma, que podría representar una amenaza a las distribuidoras de energía. La GD, que viene destacándose en los estudios más recientes sobre el suministro de energía eléctrica, expone algunos motivos, a saber: • • • • • • • la aparición de nuevas tecnologías que permiten -y flexibilizan- la generación distribuida o su uso aislado; la posibilidad de uso de insumos regionales para la generación de energía; los cambios relativos a la reglamentación que varia o, en algunos casos, incentiva la generación distribuida, lo que favorece, en muchos, casos el uso de fuentes alternativas; el aumento de las exigencias del control ambiental y su política de disminución de las emisiones contaminantes; la búsqueda de la reducción tarifaria; la necesidad del aumento de la eficiencia en procesos industriales; la universalización del sistema eléctrico, que permite a las comunidades aisladas el acceso a la energía eléctrica. Según Lora & Addad (2006, pp.3-5), diversos motivos han influenciado el interés por la generación distribuida. Particularmente en Brasil, donde cerca del 81% de la oferta total de energía eléctrica es proporcionado por grandes centrales hidroeléctricas, localizadas lejos de los grandes centros de consumo, es necesaria la instalación de nuevas alternativas de generación de electricidad. Se deben considerar, por lo tanto, cuestiones tan diversas como la distribución geográfica de la población, la confiabilidad y flexibilidad de la operación, la disponibilidad de combustibles a precios competitivos, los plazos de instalación y construcción, y las condiciones de licenciamiento y financiación, entre otras. Según Ackermann, 2001, apud Lora & Addad (2006, p.4), la generación distribuida puede ser definida como una fuente de generación conectada directamente a la red de distribución o al consumidor. La potencia instalada, en esta categoría, no es considerada relevante para su caracterización. Según Malfa, 2002, apud Lora & Addad (2006, p.4), la generación descentralizada implica la existencia de una central de generación pequeña, que pueda estar conectada a la red de distribución y localizada próxima al consumidor. 51 Brasil- Productos I y II En su obra, Lora et all, dedican una sección en particular a las tecnologías de generación distribuida basadas en fuentes renovables, tales como los sistemas eólicos, fotovoltaicos, de biomasa y pequeñas centrales hidroeléctricas. Los autores hacen hincapié en los sistemas de cogeneración, en los que se desarrolla, simultáneamente y de forma secuencial, la generación de energía eléctrica o mecánica y el uso de la energía térmica, a partir de la quema de un combustible. Se consigue de este modo optimizar el uso de la energía primaria de manera consciente y racional. Entre las causas que han favorecido los proyectos de generación distribuida, según Lora et all (2006, p.24), se encuentran: la reestructuración institucional del sector eléctrico brasileño, con la creación de las figuras del consumidor libre y del comercializador de energía; la política de apoyo al libre acceso de productores independientes y consumidores libres al sistema de transmisión, mediante las nuevas reglas establecidas por la ANEEL; la legalización de la venta de energía eléctrica al mercado por productores independientes y auto productores; y, por último, la permisión legal de distribución de electricidad. 2.10. Instalaciones relevantes de energías renovables por tipo de tecnología En este capítulo fueron investigadas las fuentes renovables utilizadas en la generación de electricidad. Brasil posee un enorme potencial de este tipo de tecnología, no solamente a partir del aprovechamiento hidroeléctrico, sino también mediante los recursos de biomasa, fuente eólica y fotovoltaica. Todos estos recursos se cuentan de manera abundante, lo que permite al país poseer un gran potencial energético. Este estudio se propuso llevar a cabo una descripción de cada fuente en particular, su utilización y sus perspectivas futuras. 2.10.1. Biomasa Al año 2010 Brasil hace uso de seis biocombustibles diferentes: Bagazo de la caña de azúcar, residuos de madera, licor negro, biogás, cáscara de arroz y carbón mineral. El porcentaje de cada una entre las Plantas impulsadas por biomasa se encuentra en la Figura 9: (ANEEL, 2010). 52 Brasil- Productos I y II Figura 9: Porcentaje de los combustibles usados por las usinas de biomasa Fuente: ANEEL, 2010. Un análisis pormenorizado de los datos de la tabla anterior, arroja como resultado la indudable prevalencia del biocombustible de bagazo de caña de azúcar en las plantas impulsadas por biomasa. Las otras tecnologías se encuentran en pequeño número y con mucho menos experiencia de mercado. (ANEEL, 2010) Tabla 23: Producción por tipo de biocombustible Combustible Bagazo de caña de azúcar Licor negro Residuos de madera Biogás Cáscara de arroz Carbón vegetal Potencia (MW) 5.687 1.240 302 48 31 25 Fuente: ANEEL, 2010. La energía generada por medio de biomasa puede ser entendida por medio del diagrama de flujo de la Figura 10: 53 Brasil- Productos I y II Figura 10: Flujograma demostrativo de usina termoeléctrica de biomasa Fuente: Sathel 2.10.1.1. Bagazo de caña de azúcar Brasil posee una vasta experiencia en la producción de generadores de vapor por biomasa, especialmente mediante el bagazo de la caña de azúcar. Las temperaturas varían entre 300°CC y 450°CC. Generadores de vapor de mayor capacidad son proyectos con sistema de quema en suspensión, mientras que las unidades de menor capacidad son realizadas solamente con sistemas de quema en parrilla, pero con control automático. Todos los generadores de vapor pueden operar con quema simultánea de biomasa y aceite o gas natural (Tolmasquim, 2003). En Brasil, en el año 2000, la máxima capacidad de los generadores de vapor para el bagazo era de 100 toneladas/hora, generando vapor a 4,2 Mpa y 300-320°C. La quema de madera, por su parte, puede llegar hasta las 200 toneladas/hora, para las mismas condiciones de vapor generado (Tolmasquim, 2003). En el año 2010 existen en operación 307 plantas movidas a partir de bagazo de caña de azúcar, siendo su potencia total, de 5.687 megawatts. La Tabla 27 presenta una lista de las 5 mayores plantas -en relación a su producción- de este tipo de combustible. (ANEEL 2010) En cuanto a la producción de turbinas a vapor, existen en el país fabricantes en condiciones de satisfacer una buena parte de la demanda potencial (Tolmasquim, 2003). En Brasil, la producción y la comercialización de electricidad excedente a partir de residuos de la caña de azúcar tiene características oscilantes, y se concentran en el estado de San Pablo. La historia de este tipo de fuente es interesante ya que, en el momento de la crisis de abastecimiento eléctrico de 2001, el contexto de aprovechamiento de este potencial energético brasileño mostraba factibilidad para su aplicación para el abastecimiento de algunas áreas. Sin embargo, al año siguiente, cuando la crisis terminó, los contratos no se tornaron viables (Tolmasquim, 2003). 54 Brasil- Productos I y II Tabla 24: Plantas de bagazo de caña de azúcar Planta Planta Bonfim Angélica Vale do Rosário LDC Bioenergia Rio Brilhante Santa Cruz AB Fuente: ANEEL, 2010. Potencia (MW) 111 96 93 90 86 Una de las ventajas de esta tecnología radica en que la generación eléctrica a partir de residuos de caña de azúcar se produce, mayoritaria o exclusivamente, durante los meses de la estación climática seca. Esto se verifica especialmente en las plantas localizadas en la región del centro sur del país, constituyendo estas plantas el mayor número en su tipo. De este modo, puede notarse claramente la contribución potencial que esta alternativa ofrece para la complementación térmica de un sistema de generación eléctrica eminentemente hidroeléctrico. Otra ventaja reside en que, refiriéndonos exclusivamente en las tecnologías de cogeneración con turbinas a vapor, la industria nacional está en condiciones de proveer la totalidad de los equipamientos necesarios. Actualmente el precio de este tipo de energía es competitivo frente a otros tipos de tecnologías (Tolmasquim, 2003). Son cuatro los sistemas de quema de biomasa que predominan en el escenario tecnológico brasileño: calderas de parrilla fija, sillas de parrilla móvil, quema en suspensión y, en una etapa más incipiente, la quema en lecho fluidizado. Los tres primeros presentan innumerables proveedores y una amplia variación de concepciones tecnológicas y detalles constructivos y, por lo tanto, es posible afirmar que, a excepción de los procesos de desarrollo continuo de los productos, no existe demanda de inversiones en nuevas variaciones tecnológicas. (Tolmasquim, 2003). 2.10.1.2. Residuos de madera En Brasil, entre todas las unidades que hacen uso de este tipo de biocombustible, ninguna destina su generación a la finalidad pública residencial. La mayoría de ellas es usada en el sector industrial, por ejemplo, en el sector de celulosa. (ANEEL, 2010) Las cinco mayores plantas nacionales de este tipo se encuentran en la tabla 25: Tabla 25: Plantas de residuos de madera Planta Ripasa Rigesa Lages PIE-RP Miguel Forte Fuente: ANEEL, 2010. Potencia (MW) 53 33 28 28 16 55 Brasil- Productos I y II La energía generada a través de residuos posee, en su mayoría, un destino privado, como la Figura 11 ilustra: Figura 11: Porcentaje de potencia residuos/destinos Fuente: ANEEL, 2010 2.10.1.3. Licor negro Así como las plantas de generación a partir de la madera, las que utilizan como combustible el licor negro tienen como destino principal el sector industrial privado brasileño. Es de destacar que las mismas se concentran en las regiones sur, sudeste y centro oeste de Brasil (salvo Bahia), como lo indica la Figura 12: Figura 12: Porcentaje de usinas de licor negro por estado brasileño Fuente: ANEEL, 2010 56 Brasil- Productos I y II Al 2010 Brasil posee 11 agentes de generación de este tipo de biocombustible. Los mismos poseen 14 plantas y actualmente producen 1.241 megawatts de energía eléctrica. A continuación la figura 13 muestra el dominio individual de cada agente: Figura 13: Potencia generada por agente Fuente: ANEEL, 2010. 2.10.1.4. Biogás El gas metano (CH4), o biogás, es generado a partir de la descomposición de la materia orgánica, entre otras fuentes. En la naturaleza el gas metano emana de volcanes, pantanos, del fondo de los ríos y de la digestión de animales herbívoros. Su creación, sin embargo, puede también ser realizada en un biodigestor que fuerza la descomposición de la materia orgánica. (PTI 2010) En el biodigestor, el gas es canalizado y conducido a un generador donde, por explosión, se hace girar la turbina y generar energía eléctrica. El biogás también puede ser usado como combustible de tractores y otros vehículos de la propiedad rural. Otro subproducto de la descomposición de la materia orgánica es un compuesto muy fértil que puede ser usado como abono orgánico. (PTI 2010) En Brasil hay un desarrollo relativamente pequeño de esta tecnología. Existen sólo nueve plantas impulsadas por biogás, siendo su producción mínima comparada con la producción energética nacional. No obstante, es importante recordar que como el metano no llega a la atmósfera, puede generar créditos de carbono (certificados emitidos para quien evita la emisión de gases de efecto invernadero. Estos certificados pueden ser vendidos en el mercado de créditos de carbono). (ANEEL, 2010; PTI, 2010). La tabla 26 muestra los nueve representantes nacionales de esta tecnología, su potencia y su respectiva localización. 57 Brasil- Productos I y II Tabla 26: Plantas movidas a biogás Planta Bandeirante São João Biogás Energ-Biog Unidad Industrial de Aves Unidad Industrial de Vegetales ETE Ouro Verde Granja Colombari Asja BH Arrudas Potencia (Kw) 20.000 21.560 30 160 40 20 32 4.280 2.400 Municipio San Pablo San Pablo Barueri Matelândia Itaipulândia Foz do Iguaçu São Miguel do Iguaçu Belo Horizonte Belo Horizonte Estado SP SP SP PR PR PR PR MG MG Fuente: ANEEL, 2010. 2.10.1.5. Cáscara de arroz Brasil se encuentra entre los grandes productores mundiales de arroz, una materia prima cuyo perfil y consumo en el mercado interno es extremadamente estable, con una curva de demanda con pocas oscilaciones y una tendencia suave de crecimiento del consumo (Tolmasquim, 2003). El sector arrocero se torna un interesante y promisorio espacio de oportunidades de generación de energía renovable en función de residuos de producción agroindustrial. Las cáscaras de arroz representan una gran cantidad de biomasa, aproximadamente el 22% de la masa inicial del grano de arroz bruto almacenado. Otra característica específica del sector arrocero es que a pesar de que la cosecha del arroz se da en un período de aproximadamente 3 meses (marzo-mayo), el mismo es secado y almacenado con cáscaras para su enriquecimiento durante el resto del año y la zafra subsiguiente, creando un escenario uniforme de disponibilidad del producto y, en consecuencia, de las cáscaras (Tolmasquim, 2003). Las características físico-químicas son aparentemente favorables, el poder calórico es relativamente alto -comparado con la otras formas de biomasa- y posee un tenor de humedad bajo (Tolmasquim, 2003). No obstante, el alto tenor de cenizas sumado a sus características extremadamente abrasivas, masa específica y formato de las partículas de las cáscaras, complican el proceso de obtención de una combustión completa y eficiente (Tolmasquim, 2003). Actualmente en Brasil existen siete plantas en operación, divididas en tres estados diferentes, con concentración de éstas en el estado de Rio Grande do Sul. La tabla 27 muestra las siete plantas, sus respectivos estados, y potencias de operación de las mismas (ANEEL, 2010). 58 Brasil- Productos I y II Tabla 27: Plantas a partir de la cáscara de arroz Planta Itaqui Urbano São Gabriel GEEA Alegrete São Borja Rical Camil Alimentos - Camaquã Urbano Sinop Potencia (MW) 4,2 2,22 5 12,5 2,288 4 1,2 Estado RS RS RS RS RO RS MT Fuente: ANEEL, 2010. 2.10.1.6. Carbón vegetal Este tipo de biocombustible es muy poco utilizado en Brasil. Existe un reducido número de plantas, tan sólo 3. Se encuentran estas 3 generadoras en el mismo estado y la misma ciudad. Su producción representa solamente 0,34% de la producción energética a partir de biomasa. La Tabla 28 enumera las tres plantas: (ANEEL, 2010) Tabla 28: Plantas brasileñas movidas a carbón vegetal Planta Siamasa Viena Gusa Noreste Potencia (Kw) 8.000 7.200 10.000 Municipio Açailândia - MA Açailândia - MA Açailândia - MA Fuente: ANEEL 2.10.2. Energía eólica La producción de energía a través del viento, consiste en la tecnología de un rotor de tres palas con eje horizontal, donde el aprovechamiento energético llega al orden de 99% y su independencia en el sistema es tal que no necesita mantenimiento constante. Los costos de cada unidad generadora pueden ser analizados a través de la siguiente Figura 14: (LANGARO, A. C.; BALBINOT R) 59 Brasil- Productos I y II Figura 14: Porcentaje del costo unitario por partes del sistema eólico Fuente: Langaro, A. C.; Balbinot, R. Los parques eólicos poseen diversas ventajas. Entre ellas pueden citarse: la contaminación cero; la producción de energía eléctrica a partir de una fuente renovable (viento); la emisión nula de contaminantes atmosféricos; la posibilidad de constituirse en complementarios de las redes tradicionales; la independencia de cualquier combustible; la posibilidad de que el terreno ocupado por los parques eólicos sea utilizado para otros fines, como por ejemplo el uso agrícola; la de encontrarse entre los sistemas de producción de energía eléctrica más seguros; la de su bajo impacto ambiental; la de encontrarse libre de peligros; la de un costo de energía sumamente competitivo; y además, la de contribuir para el desarrollo socioeconómico permitiendo el acceso a la energía eléctrica a comunidades aisladas del sistema eléctrico interconectado. (Langaro, A. C.; Balbinot, R.) Debido a todas estas ventajas las unidades de generación de energía eléctrica a partir de energía eólica están muy cotizadas en el mundo. Aunque Brasil posee una producción poco significativa, el futuro promete un crecimiento en este campo tecnológico. Ejemplo de esto es el centro de generación Ventos do Sul, que es el mayor complejo generador eólico de América Latina. (VENTOS DO SUL ENERGÍA, 2010) Este complejo posee parques eólicos localizados en la ciudad de Osório, en el estado de Rio Grande do Sul, y posee una potencia instalada de 150 megawatts. Son 75 aerogeneradores de 2 megawatts cada uno, cuyas torres de concreto poseen 1.000 metros de altura. Estos aerogeneradores están distribuidos de manera uniforme a lo largo de tres parques generadores: Osório, Sagradouro e Índios, como muestra la figura 15. (VENTOS DO SUL ENERGÍA, 2010) 60 Brasil- Productos I y II Figura 15: Foto aérea del complejo eólico Ventos do Sul Fuente: Ventos do Sul Energia, 2009 El potencial eólico de Brasil llega a 142 gigawatts (GW), 11 veces mayor que la potencia instalada de la planta de Itaipu (12 GW). Como dato ilustrativo, Alemania, líder mundial en la producción de energía eólica, poseía en 2007 un parque con más de 13 GW instalados. (ANEEL, 2010) Brasil posee un total de 46 plantas eoloeléctricas distribuidas a lo largo y ancho del país, en 9 estados diferentes. Sólo un tercio de los estados brasileños posee parques eoloeléctricos instalados. Esta información aparece en la Figura 16: Figura 16: Parques eoloeléctricos – Concentración por estados Fuente: ANEEL, 2010 61 Brasil- Productos I y II Los 15 mayores parques eólicos brasileños suman 663,7 megawatts y son mencionados en la figura a continuación (Figura 17): Figura 17: 15 Mayores parques eólicos según su potencia Fuente: ANEEL, 2010 Cerca de 82,6% de los parques eólicos se encuadran como productores independientes de energía, mientras que el restante 17,4% son estatales. (ANEEL, 2010) Los Parques de energía eólica suman una potencia efectiva de 797.932 kilowatts, correspondiendo este valor a apenas un 0,72% de la potencia energética total brasileña. No obstante, existen 139 instalaciones actualmente en construcción, las que sumarán 315.300 kilowatts a la producción eólica brasileña. Con este aumento de producción, los parques eólicos representarán 50% de la potencia producida a partir de termonucleares. (ANEEL, 2010) 2.10.3. Energía hidráulica Brasil, debido a su gran potencial hidráulico, posee en el sector hidroeléctrico el foco de su producción nacional de energía eléctrica. Hecho que puede ser corroborado con la información presentada en la Figura 18: (ANEEL 2010) 62 Brasil- Productos I y II Figura 18: Potencia eléctrica por tipo de tecnología Fuente: ANEEL, 2010 La potencia generada a través del agua llega a los increíbles 79,778 GW. Los ríos que permiten un valor tan expresivo son enumerados en la Tabla 29. Tabla 29: Capacidad de generación instalada y en operación en los ríos Río Tocantins – PA São Francisco – AL Grande – MG Paraná – PR São Francisco – BA Iguaçu – PR Paraná – SP Paraná – MS Paranaíba – GO Paranaíba – MG Capacidad Instalada (Kw) 8.370.000 7.441.601 7.203.500 7.000.085 6.811.501 6.674.000 6.535.200 6.535.200 5.640.802 5.640.500 Fuente: ANEEL, 2010. Para los ríos que delimitan la frontera entre estados de Brasil, la potencia está cuantificada para ambos Estados. El río Tocantins posee la mayor capacidad energética instalada actualmente en Brasil. El mismo atraviesa 5 estados brasileños (Rio Grande do Norte, Pará, Maranhão, Tocantins y Brasilia), como se puede observar en la Figura 19. 63 Brasil- Productos I y II Figura 19: Cuenca de los ríos São Francisco y Araguaia. Fuente: Ministerio de Transporte, 2009 Nace en la Meseta de Goiás, a aproximadamente 1.000 m de altura, formado por los ríos Das Almas y Maranhão. Su principal afluente es el río Araguaia (2.600 km de extensión), donde se encuentra la Isla del Bananal, la mayor isla fluvial del mundo. La extensión total del río Tocantins es de 1.960 km, desembocando en la Bahía de Marajó, donde también confluyen los ríos Pará y Guamá. (ANA, 2010) La Región Hidrográfica de Tocantins presenta gran importancia en el contexto nacional, ya que se caracteriza por la expansión de la frontera agrícola, principalmente con relación al cultivo de granos, y por el gran potencial hidroenergético. Una foto de este magnífico río se encuentra en la Figura 20. (ANA 2010) 64 Brasil- Productos I y II Figura 20: Foto río Tocantins. Fuente: ANA, 2010 Brasil posee en funcionamiento un total de 866 Plantas, repartidas en 173 Plantas Hidroeléctricas, 373 pequeñas Plantas Hidroeléctricas (PCH) y 320 Centrales Generadoras Hidroeléctricas (CGH). Existen en construcción 13 Plantas Hidroeléctricas, 69 PCH y 1 CGH. (ANEEL, 2010) 2.10.3.1 Pequeñas centrales hidroeléctricas A pesar de que las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas han surgido a fines del siglo XIX, su definición solamente fue concebida en la legislación del sector eléctrico en 1982, a través de la Resolución DNAEE 109 del 24 de noviembre de 1982. Esta determinó que PCH son aquellas centrales hidroeléctricas que poseen la potencia instalada total de, como máximo, 10MW y que poseen a las siguientes características: (Tolmasquim, T.T., 2003) Operación en régimen de hilo de agua o de regularización diaria; Represas y vertederos con altura máxima de 10 m; Sistema aductor formado solamente por canales a cielo abierto y/o tuberías, sin la utilización de túneles; • Estructuras hidráulicas de generación que prevén, como máximo, un caudal para turbinas de 20 m3/s; • Dotación de unidades generadoras con potencia individual de hasta 5 MW (Tolmasquim, 2003). No obstante, el 9 de diciembre de 2003, a través de la resolución Nº 394, la ANEEL definió las características para los casos en que el área del embalse es superior a los 3,0 km2. Esta resolución, en su Art. 3, establece que será considerado con características de PCH el aprovechamiento hidroeléctrico con potencia superior a 1000 Kw e igual o inferior a 30.000 Kw, destinado a la producción independiente, autoproducción o producción independiente autónoma, con área de embalse inferior a 3,0km2. Según su • • • 65 Brasil- Productos I y II artículo 4°, el aprovechamiento hidroeléctrico que no se ajustase a la condición para área de embalse, respetados los límites de potencia y modalidad de explotación, será considerado con características de PCH, si se verifica una de las siguientes condiciones (Tolmasquim, 2003). 1. Atención a la inecuación: Fuente: Tolmasquim, 2003 Siendo: P=Potencia eléctrica instalada (MW); A=Área del embalse en (km2), cuando en el área de la planta se encuentren aguas arriba de la represa, delimitada por el nivel de agua máximo normal aguas arriba; Hb=caída bruta en (m), definida por la diferencia entre los niveles de agua máximo normal aguas abajo; 2. Embalse cuyas dimensiones se basaron en otros objetivos que no son la generación de energía eléctrica. Actualmente Brasil posee 373 unidades en operación; las 25 mayores se encuentran en la tabla 30: Tabla 30: Mayores PCH de Brasil Planta Irara Passo do Medio Santa Rosa II Mosquitão Salto Curuá Santa Fé I Buriti Sacre 2 Ludesa Jataí São Pedro Porto Franco Bocaiúva Garganta da Jararaca Nova Maurício São Lourenço (Ex. Zé Fernando) Júlio de Mesquita Filho (Foz do Chopim) Paranatinga II Santa Fé Alto Sucuriú Potencia otorgada (Kw) 30.000 30.000 30.000 30.000 30.000 30.000 30.000 30.000 30.000 30.000 30.000 30.000 30.000 29.300 29.232 29.100 29.072 29.020 29.000 29.000 Río Doce Rio das Antas Grande Caiapó Curuá Paraibuna Sucuriú Sacre Chapecó Claro Jucu Palmeiras Cravari Sangue Novo São Lourenço Chopim Culuene Itapemirim Sucuriú 66 Brasil- Productos I y II Porto das Pedras Canoa Quebrada Indiavaí Jararaca Pampeana 28.030 28.000 28.000 28.000 28.000 Sucuriú Verde Jauru Prata Juba Fuente: ANEEL, 2010. 2.10.3.2 Plantas hidroeléctricas Se entiende por planta hidroeléctrica aquella instalación generadora de electricidad a partir del aprovechamiento de un potencial gravitacional de un flujo de agua. Básicamente su principio de funcionamiento consiste en el hecho que, una vez captada, el agua debe ser conducida por conductos hasta una turbina que posee un eje solidario a un generador eléctrico. Una vez que el agua mueve esta turbina, hace girar el rotor del generador, induciendo una corriente eléctrica en su estator. De esta forma, se obtiene una conversión energética que puede ser esquematizada como se expone en la Figura 21 (Ribeiro, F. M, 2003). Figura 21: Cadena de conversión energética en una hidroeléctrica Fuente Ribeiro, 2003 El sector hidroeléctrico posee muchas plantas de importancia. La aTbla 31 muestra la lista de las 20 mayores hidroeléctricas en operación en Brasil: 67 Brasil- Productos I y II Tabla 31: Mayores plantas hidroeléctricas de Brasil Planta Potencia otorgada (MW) Río Tucuruí I e iI Itaipu (Parte Brasileña) Ilha Solteira Xingó Paulo Afonso IV Itumbiara São Simão Governador Bento Munhoz da Rocha Neto (Foz do Areia) Jupiá (Eng° Souza Dias) Porto Primavera (Eng° Sérgio Motta) Luiz Gonzaga (Itaparica) Itá Marimbondo Salto Santiago Água Vermelha (José Ermírio de Moraes) Três Irmãos Serra da Mesa Governador Ney Aminthas de Barros Braga (Segredo) 8.370 7.000 3.444 3.162 2.462 2.082 1.710 Tocantins Paraná Paraná São Francisco São Francisco Paranaíba Paranaíba 1.676 1.551 1.540 1.480 1.450 1.440 1.420 1.396 1.292 1.275 1.260 Iguaçu Paraná Paraná São Francisco Uruguay Grande Iguaçu Grande Tietê Tocantins Iguaçu Governador José Richa (Salto Caxias) Furnas 1.240 1.216 Iguaçu Grande Fuente: ANEEL, 2010. La planta a la que dedicaremos un estudio de mayor profundidad es la gigantesca Itaipu Binacional. La planta de Itaipu es en la actualidad la mayor planta hidroeléctrica del mundo de generación de energía. Con 20 unidades generadoras y 14.000 MW de potencia instalada, proporciona 18,9% de la energía consumida en Brasil y abastece a 77,0% del consumo paraguayo. (ITAIPU, 2010) En 2009 la planta de Itaipu alcanzó la cuarta mayor producción anual de energía en sus 25 años de generación. Fueron 91.651.808 megawatts/hora (MWh) producidos a lo largo del año 2009. (ITAIPU, 2010) El record histórico de producción de energía se produjo en 2008, con la generación de 94.684.781 megawatts/hora (MWh). El record anterior había sido en 2000, cuando Itaipu generó 93.427.598 MWh. (ITAIPU, 2010) Este volumen de energía jamás fue alcanzado por ninguna otra hidroeléctrica del mundo. La planta de Tres Gargantas, que China construyó en el río Yang-Tse, no superará a Itaipu en términos de producción. Una vez concluida, la planta china tendrá 22,4 mil megawatts (MW) de capacidad instalada, contra los 14 mil MW de Itaipu. La ventaja en relación con Tres Gargantas es la situación hidrológica: el río Paraná, donde 68 Brasil- Productos I y II se encuentra Itaipu, posee un gran volumen de agua durante todo el año. (ITAIPU, 2010) La energía producida por Itaipu en 2009 sería suficiente para suplir todo el consumo mundial por aproximadamente dos días, o durante 10 meses a Argentina; y a Paraguay, socio del emprendimiento, durante 9 años. Continuando con las comparaciones, podría suplir por un año el consumo de electricidad de 21 ciudades del porte del gran Curitiba. En la figura 22 está representada la producción de Itaipu desde la instalación de la primera máquina hasta la del año 2009: (ITAIPU, 2010) Figura 22: Producción de Itaipu 1984 – 2009 Fuente: ITAIPU, 2010 Para poder relacionar el cuadro de la energía producida con el número de máquinas en operación, se puede observar la figura 23. 69 Brasil- Productos I y II Figura 23: Máquinas instaladas en Itaipu – 1984 - 2009 Fuente: ITAIPU, 2010 2.10.4. Energía fotovoltaica El desarrollo de la tecnología fotovoltaica en Brasil se infiere en el cuadro más amplio del desarrollo de la ciencia y tecnología solar en el país. Al inicio de los años 80s, impulsada por la crisis del petróleo, se verificaba la existencia de un importante nivel de actividades científicas relativas al desarrollo de células solares de varios tipos, materiales y estructuras. Surgía también una planta industrial brasileña de módulos fotovoltaicos, la única en América Latina. Las primeras aplicaciones de importancia eran iniciadas simultáneamente, en especial en el ámbito de las telecomunicaciones. Programas regionales utilizando sistemas de bombeo fotovoltaico también eran implantados (Tolmasquim, 2003). La Tabla 32 presenta, a los fines del conocimiento, plantas que actualmente emplean este tipo de tecnología en Brasil. (ANEEL 2010) 70 Brasil- Productos I y II Tabla 32: Plantas movidas a energía fotovoltaica Planta Potencia (Kw) Araras – RO 20,48 UFV IEE 12,26 UFV IEE/Estacionamiento Embajada Italiana Brasilia 3 50 Propietario Municipio Fundación de Amparo a la Investigación y Nova Mamoré Extensión Universitaria Instituto de San Pablo Electrotécnica y Energía Instituto de San Pablo Electrotécnica y Energía No consta Brasilia Estado RO SP SP DF Fuente: ANEEL 2.11. Lecciones aprendidas La oferta interna primaria de energía en el año 2009, se distribuye de la siguiente manera: 52,7% corresponde a las fuentes no renovables de energía y 47,3% a las fuentes renovables, según se puede ver en la Tabla 5. La energía eléctrica proveniente de fuentes hidráulicas en 2009, equivale a 85% de la oferta. De ésta, 76,9% es de generación nacional y 8,1% es importada. (BEN 2010). En segundo lugar se encuentra la energía generada por biomasa, correspondiente a 5,4%, mientras que el restante 9,6% corresponde, básicamente a fuentes no renovables, de acuerdo a lo expresado en la Tabla 1. Según el Balance Energético Nacional (2009), en los próximos años y con el apoyo de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica, Brasil debería al menos triplicar la capacidad instalada en Pequeñas Centrales Hidroeléctricas, alcanzando los 6.500 MW de potencia hidroeléctrica. Esta magnitud es equivalente a la capacidad de producción del complejo hidroeléctrico de Rio Madeira, en Rondônia, donde actualmente se construyen las plantas Jirau y Santo Antônio. Actualmente Brasil posee 12% del agua dulce del mundo y, por lo tanto cuenta con un gran potencial hidroeléctrico, gracias a la cantidad de ríos con cascadas con capacidad de generación de energía hidroeléctrica todavía están por utilizarse. El periodo actual de expansión anual del país, oscila entre 3.000 MW a 4.000 MW, por lo que las pequeñas centrales hidroeléctricas en operación al momento, no podrán abastecer la demanda. (BEN, 2009) El desarrollo de proyectos de pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH), es atractivo por distintas razones. Desde el punto de vista ambiental, las PCHs son menos perjudiciales que las grandes centrales, por lo que son una alternativa viable que aprovecha los recursos del país. Adicionalmente, existe una demanda considerable por parte de los grandes consumidores libres y los pequeños consumidores del mercado cautivo (clientes de las distribuidoras), por lo que el desarrollo de PCH se convierte en una alternativa sustentable a largo plazo. Según la APMPE (Asociación Brasileña de Pequeños y Medianos Productores de Energía Eléctrica), la potencia hidroeléctrica identificada e inventariada hasta la fecha, 71 Brasil- Productos I y II llega a la cantidad de 10 mil MW, cerca del 9% de toda la capacidad instalada en el país. Además, se estima que existe una capacidad aún no identificada de otros 15 mil MW para nuevas PCHs, de acuerdo a lo expresado por Ricardo Pigatto, presidente de APMPE. Según la Aneel, el número de autorizaciones para inversiones interesados en proyectos de pequeñas hidroeléctricas aumentó de 9 licencias otorgadas para la construcción de PCHs durante el año 2007, a 25 en 2008, mostrando una fuerte tendencia al crecimiento. Por otro lado, en cuanto a emisiones de CO2 por habitante, Brasil es un ejemplo para America Latina. Durante el año 2007 los valores de emisiones de CO2 por habitante en Brasil, alcanzó 1,78 toneladas. Al comparar estos valores con las 19 t CO2/hab de Estados Unidos, o 9,5 t de Japón, 2,14 t de América Latina y las 4,28 t del promedio mundial, claramente Brasil constituye un ejemplo en este sentido. (IEA, 2010) La matriz energética del país cuenta con un porcentaje importante correspondiente a energías renovables. Vale la pena resaltar el crecimiento de generación por fuentes eólicas, las cuales cuentan con un índice de crecimiento superior al 2.000%, entre los años 2000 y 2009, de acuerdo a los datos de BEN 2010, en la Tabla 13. La equilibrada oferta primaria de energía originada en fuentes renovables y no renovables, sumado a la preponderancia de fuentes renovables empleadas para la generación de energía eléctrica (con un creciente aumento de las PCHs), la baja emisiones de CO2, y el uso creciente de nuevas fuentes como la eólica y la biomasa, destacan a Brasil como un país modelo en el uso de recursos renovables para la generación de energía eléctrica. 3. ESTADO DEL ARTE – CASOS DE ESTUDIO BRASIL 3.1. Introducción Las políticas de estímulo a la generación descentralizada de energía eléctrica, especialmente por intermedio de fuentes alternativas, promueven una creciente participación de estas fuentes en la matriz energética nacional, y en tal contexto, la biomasa, las pequeñas centrales hidroeléctricas, la energía solar y eólica, entre otras, tendrán con seguridad un papel importante a desempeñar. La matriz energética brasileña recibe especial atención y variados puntos de vista en lo referentes a la diversificación de fuentes, en particular, para la generación de electricidad. No obstante, el debate puede tornarse equivocado, ya que no se trata de discutir de manera aislada las fuentes de energía y las tecnologías de conversión y uso final de energía. De acuerdo con Januzzi (2003) son estas las que permiten que determinadas fuentes se tornen más competitivas que otras. Como ejemplo se presenta la utilización de biomasa para generación de energía, especialmente en la dirección de usos con mayor contenido tecnológico, como generación de electricidad, producción de vapor y combustibles para transporte. 72 Brasil- Productos I y II La reducción del costo de la materia prima, y principalmente la utilización de materia prima considerada anteriormente un problema, o incluso un pasivo ambiental (deshechos animales), representa el factor más importante para la reducción de costos de la energía de biomasa independientemente de la tecnología empleada. Esta concepción de transformación de materia prima vista como un pasivo y transformada en potencial energético, altera la visión conceptual de la producción de la energía eléctrica en el país, teniendo en cuenta que Brasil es el segundo mayor productor de carne en el mundo, y que la región Sur contribuye significativamente para este índice. Esta visión superadora, pasa entonces a ganar un nuevo mercado, además de agregar valor al producto final, respetando el proceso productivo agropecuario y considerando fuentes de energía que eran desperdiciadas, avanzando así hacia la sustentabilidad del agronegocio. Se puede comprender, además, que la energía eólica presenta un panorama diversificado de la energía solar, que cuenta ya con madurez tecnológica y escala de producción industrial. Esto fue el resultado de significativas inversiones y de una política de creación de mercado adaptada a la realidad brasileña. Por lo tanto, las inversiones para la creación de plantas solares y eólicas aún son significativas en Brasil, dado que la tecnología no es producida, al momento, en un 100% en el país. Por otra parte, Brasil ostenta casi 20% del volumen total de agua dulce del planeta y 11,1% de la energía hidroeléctrica producida en el mundo, con una tendencia a tornarse el mayor productor en los próximos 10 años con un crecimiento anual de 4,41%, superior al de Estados Unidos y Canadá, siendo estos los principales productores en la actualidad. El potencial hidroeléctrico de Brasil es de 260 GW, pero sólo 24% es utilizado. Considerando estos aspectos, este estudio propone la evaluación y el conocimiento detallado de dos casos seleccionados para representar la magnitud de estos audaces proyectos. Los mismos son representados por dos estudios de caso: • 1 - Granja São Pedro (Colombari) – São Miguel do Iguaçu/Paraná – Producción de energía eléctrica a través del biogás proveniente del tratamiento de desechos porcinos y producción de biogás y energía eléctrica, además de biofertilizante. • 2 – Pequeña Central Hidroeléctrica – Toledo – Ouro Verde do Oeste/Paraná – Producción de energía eléctrica a través del aprovechamiento del potencial hídrico, en pequeña escala, sin importantes impactos ambientales. 3.2. Metodología La metodología desarrollada para determinar la vanguardia actual en este estudio se compone de cuatro etapas complementarias. De esta manera el desarrollo del estudio prevé una descripción de 2 (dos) estudios de casos conteniendo las siguientes etapas: • Datos primarios: entrevistas, reuniones con los propietarios de los emprendimientos seleccionados para el estudio; 73 Brasil- Productos I y II • Datos secundarios: documentación consultada en diversos medios de investigación como internet y documentos oficiales del emprendimiento estando estos de acuerdo con la autorización de los emprendedores; • Visitas de campo: para el conocimiento detallado del emprendimiento. Se entiende que visitas de campo son necesarias, con el fin de evaluar todo el proceso productivo de energía eléctrica producida en el mismo, adquiriéndose así mayor cantidad de material para la descripción exacta del emprendimiento; • Material gráfico: teniendo en cuenta el análisis del estudio de caso con una gran cantidad de material gráfico. La producción del mismo será por fotografías y la producción de esquemas que denoten el funcionamiento del proceso productivo, desde la materia prima hasta el consumo de la energía por parte del emprendimiento. 3.2.1 Criterios para la selección del estudio de caso Los estudios de caso fueron seleccionados de acuerdo con los siguientes criterios: • Crecimiento económico local; • Aumento del bienestar social local; • Producción de energía renovable dirigida a la reducción de emisiones de carbono; • Replicabilidad en América Latina y el Caribe; • Aceptación del emprendimiento en participar del proyecto; • Disponibilidad de información y material gráfico; 3.2.2 Etapas de la descripción de los estudios de caso La estructura de la información referente a cada emprendimiento considera los siguientes pasos: • Descripción general del proyecto; • Objetivos; • Aspectos legales: marco legal, tarifas aplicables; • Análisis de actores: beneficiarios, financieras, autoridades locales, grupos de interés, centros de investigación, universidades, etc.; •Aspectos tecnológicos: características técnicas, red de interconexión, disponibilidad/potencial de recursos; • Aspectos sociales: compromiso de actores, impactos sociales positivos y negativos; • Aspectos económicos: financiación, sustentabilidad económica; • Aspectos ambientales: Impactos ambientales positivos y negativos; •Replicabilidad: dificultades encontradas, soluciones, lecciones aprendidas y recomendaciones. 74 Brasil- Productos I y II 3.3 Aspectos técnicos del proyecto Modelos de generación y distribución de energía eléctrica. El siguiente es el diagrama básico simplificado de la red eléctrica existente antes de que las fuentes de energía alternativa fueran recientemente incorporadas. Grandes plantas de generación inyectan electricidad a un sistema de cables que la transporta hasta hogares y empresas. Si hubiere necesidad de más energía, basta sólo aumentar la generación. De acuerdo con la figura 24 es posible determinar que el aumento o la disminución de la generación de grandes plantas son probablemente ineficientes e inadecuados frente a la actual demanda. Figura 24: Esquema de generación y consumo de energía eléctrica convencional. Fuente: Redinteligente 2009 Como se puede ver, la metodología propuesta con la inclusión de la energía renovable, ya no denominada convencional y sí "generación distribuida”, en lugar de representarse con un diagrama unidireccional, es representada con uno multidireccional. La energía fluye por la red en todas las direcciones, desde las plantas hasta los consumidores, desde las fuentes renovables distribuidas por la red, hasta los consumidores, desde la generación residencial hacia la red, etc. En la figura 25 se observa un esquema con detalles del método empleado a través de la generación distribuida. 75 Brasil- Productos I y II Figura 25: Esquema demostrativo de generación distribuida. Fuente: Redinteligente. Tabla 33: Fases del esquema. 1 - Central de Operación del Sistema en la 2 - Grandes plantas de vanguardia en concesionaria; generación eficiente de energía; 3 Residencias proveedores); (consumidores 5 - Comercio, industria y (consumidores y/o proveedores); 7 - Generación distribuida tradicional; y/o 4 - Subestaciones; gobierno 6 - Generación renovable de energía en pequeña escala; 8 - Almacenador distribuido de energía; 9 - Generación distribuida renovable de 10 Equipamientos energía; energéticamente; 11 - Vehículos eléctricos; eficientes 12 - Información de consumo en tiempo real; 13 - Programas de gestión de energía por parte 14 - Medidores inteligentes; de la demanda; 15 - Líneas de transmisión; 16 - Líneas de distribución Fuente: Redinteligente 76 Brasil- Productos I y II 3.4. Estudio de Caso 1: Granja São Pedro (Colombari) – São Miguel do Iguaçu/Paraná – Producción de energía eléctrica a partir de biogás Nombre del responsable: José Carlos Colombari; Domicilio: Linha Marfim – São Miguel do Iguaçu – Paraná – Brasil; Actividad: Propiedad Rural – producción de soja/maíz - porcinos/bovinos Tipo: Planta de Biomasa Animal Número de empleados: 6 empleados y mano de obra familiar. Contacto: José Carlos Colombari +55 (45) 3565-7079 3.4.1. Descripción general del proyecto José Carlos Colombari es un criador de porcinos del municipio de São Miguel do Iguaçu, en el oeste del estado brasileño de Paraná, estado que representa una verdadera revolución para el sector eléctrico brasileño. Figura 26: Localización de la Granja São Pedro (Colombari). Fuente: Equipo CIH 2010. Colombari, como es más conocido, es el primer productor rural en el país que, en una escala muy pequeña, produce su propia energía y vende el excedente a la red pública; en su caso, a la Compañía Paranaense de Energía (COPEL). En la granja son criados 3 mil porcinos en régimen de engorde, aunque desde julio de 2010 se iniciaron adecuaciones para ampliar la producción y pasar a 5 mil porcinos, de 77 Brasil- Productos I y II acuerdo con el productor. Los desechos, que antes contaminaban el río, fueron canalizados hacia un biodigestor, donde generan biogás. El biogás es utilizado para impulsar un generador que provee de energía a la propiedad, además de otro subproducto denominado biofertilizante, utilizado como abono orgánico para pastaje y cultivos. Figura 27: Granja São Pedro. Fuente: Equipo CIH 2010. 3.4.2. Contexto La biomasa, desde el punto de vista energético, es el nombre dado a la materia orgánica pasible de ser utilizada para la generación de energía. La misma abarca tanto a los biocombustibles (como etanol y biodiesel) como a la bioenergía (Atlas da Biomassa, 2009). En Brasil, de manera general, la generación de electricidad a partir de la biomasa encuentra un escenario bastante favorable, dada la fuerte producción agropecuaria local y sus características fundiarias. La economía agroindustrial se especializó en la conversión de proteína vegetal en proteína animal; o sea, los productores plantan soja y maíz utilizado como ración para alimentar porcinos, ganado bovino y aves. Existe una extensa red de producción integrada, normalmente organizada en la forma de cooperativas, que va desde el cultivo de granos hasta la industrialización de las carnes en frigoríficos (Galinkin; Bley, 2009). Esta tendencia tiene diversas consecuencias positivas, como la diversificación de las fuentes de ingreso de los productores. Sin embargo, también genera preocupaciones en cuanto al medio ambiente y a la salud pública. Como la producción de proteína animal es, en general, de bajo valor agregado, los ingresos son generalmente insuficientes para pagar los servicios ambientales, y así contener la contaminación (Galinkin; Bley, 2009). Sin embargo, la biomasa residual, formada por los desechos y efluentes de tales cadenas productivas, es altamente energética. La utilización de la misma como fuente renovable de energía, a través de biodigestores que generan biogás y biofertilizantes, no sólo es viable desde el punto de vista económico – ya que proporciona ahorro y genera nuevos ingresos –, sino que permite reducir en 80% las cargas contaminantes que hoy acaban alcanzando los cursos de agua, provocando eutrofización (Galinkin; Bley, 2009). 78 Brasil- Productos I y II En lugar de producir pensando en grandes mercados, la generación eléctrica a partir de la biomasa tiene un carácter regional y no se propone competir con otras fuentes de la matriz energética – como la producción de hidroelectricidad en gran escala. La implantación de una unidad generadora se hace viable económicamente por el equivalente en kilowatts/hora ahorrados en el consumo tradicional. El ahorro es considerable cuando, por ejemplo, la energía generada por la actividad agropecuaria es utilizada para suplir la demanda durante el horario entre las 18:00 y las 21:00, (considerados los horarios en que se consume más energía), en el que el costo de la electricidad llega a ser siete veces mayor que el valor en el horario normal. Utilizar la electricidad generada por la biomasa sólo en determinados horarios es posible porque esa fuente, en ese aspecto, se asemeja mucho a la otra renovable, la hidroelectricidad. Así como la energía es almacenada en la forma de agua en los embalses de las plantas hidroeléctricas, esta puede ser almacenada también en la forma de biogás en gasómetros. La energía proveniente de las demás fuentes renovables – eólica, solar y otras – al ser generada, debe ser incorporada inmediatamente a las redes de distribución, perdiendo de esta manera la oportunidad de ser valorizada comparativamente a los precios de la energía de punta (Galinkin; Bley, 2009). Otro aspecto positivo de la generación de energía a partir de la biomasa es que esta tiene un gran potencial para nutrir a la economía local, fomentando a la industria y el comercio (fabricación y venta de equipamientos) y también de servicios (elaboración de proyectos). Esta característica abre nuevas perspectivas para la economía rural y nuevas posibilidades de empleo y desarrollo profesional para las nuevas generaciones del campo. Figura 28: Etapas de las operaciones involucradas en el proyecto de generación distribuida. Fuente: Proyecto GD. Itaipu 2007. 79 Brasil- Productos I y II 3.4.3 Objetivos Los objetivos del proyecto son los siguientes: • Saneamiento ambiental de la propiedad rural; • Utilización de biodigestor para el tratamiento de los desechos; • Utilización del biogás para la producción de energía eléctrica; • Autosuficiencia en energía eléctrica y venta del excedente; • Producción de biofertilizante para aplicación en el pastaje y cultivo; • Reducción de la emisión de CO2 y créditos de carbono; 3.4.4 Proceso de producción y productos Los procesos de biodigestión de la biomasa residual generan dos productos y un “servicio”: el biogás y el biofertilizante, por un lado, y la venta de los servicios de retención de carbono, por el otro, generando estos últimos los llamados “créditos de carbono”. El biofertilizante contiene dosis de nitrógeno y fósforo interesantes desde el punto de vista del uso agrícola, y carbono en alta cantidad, que puede ser utilizado para la revitalización de suelos, dado que es el elemento esencial para la nutrición de su microbiología. Renovar los estoques de carbono de los suelos implica mejorar sus condiciones para realizar los ciclos biogeoquímicos, esenciales para poner a disposición los nutrientes necesarios para los cultivos (Galinkin; Bley, 2009). La composición del biogás resultante de la biomasa residual de criaderos de animales es generalmente la siguiente, según Coelho (2000): • metano (CH4): 40-70% vol. • dióxido de carbono (CO2): 30-60% vol. • otros gases: 1–5% vol. • hidrógeno (H2): 0-1% vol. • sulfuro de hidrógeno (H2S): 0-3% vol. La generación de biogás en la biodegradación anaeróbica se produce en tres fases, como muestra el Gráfico 4, abajo: • Hidrólisis: las bacterias liberan encimas extracelulares, para promover la hidrólisis de las partículas y degradar los sólidos mayores en suspensión, en moléculas menores, solubles en el medio; • Acetogénesis: las bacterias producen ácidos para transformar las moléculas de proteínas, lípidos y carbohidratos existentes en la biomasa, en ácidos orgánicos (ácido láctico, ácido butílico), etanol, amoniaco, hidrógeno y dióxido de carbono, entre otros; • Metanogénesis: las bacterias metanogénicas actúan sobre el hidrógeno y el dióxido de carbono, transformándolos en metano (CH4). Esta fase limita la velocidad de la cadena de reacciones debido, principalmente, a la formación de microburbujas de metano y dióxido de carbono en torno de la bacteria metanogénica, aislándola del contacto directo con la mixtura en digestión, razón 80 Brasil- Productos I y II por la cual la agitación de la masa contenida en el digestor es una práctica siempre recomendable. Figura 29: Conglomerado institucional del proyecto de generación distribuida. Fuente: Galinkin; Bley, 2009 El biogás resultante de la digestión de la biomasa es inflamable en función de la cantidad de metano que contiene, una característica que lo habilita también para su uso como combustible en turbinas y motores a explosión y, acoplándose a estos un generador, producir energía eléctrica. Su poder calórico usual varía entre 5.000 y 7.000 kilocalorías por metro cúbico, pudiendo llegar hasta 12.000 kcal cuando se encuentra altamente purificado según Galinkin, Bley (2009) apud Barrera in Casagrande (2003), y por tanto, con gran potencial de uso como energía térmica o energía eléctrica al alimentar motogeneradores. Según Galinkin y Bley, (2009) los motogeneradores que convierten el biogás en energía eléctrica también producen altas temperaturas (600ºCC) en los colectores de escape, y es posible así cogenerar energía térmica, poniendo a disposición calor que puede ser usado directamente en varias operaciones de calentamiento o incluso de refrigeración. Es posible que, en función de grandes caudales de efluentes orgánicos y, en consecuencia, gran disponibilidad de biogás, otra parte de la energía eléctrica generada pueda ser vendida a las concesionarias distribuidoras de energía eléctrica, produciendo una facturación originada en la nueva “commodity” existente en la propiedad diversificada, constituyendo un factor importante para la adopción de la metodología operacional de generación distribuida. 81 Brasil- Productos I y II Figura 30: Flujo de producción. Fuente: Equipo CIH 2010. Es importante recordar que tanto para consumo propio, como para la venta de los excedentes de la producción de energía, la nueva situación para el campo como generador de energía debe, necesariamente, ser reconocida para todo el país. Sólo de esta manera será posible proveer un marco de seguridad al desarrollo de tecnologías necesarias para realizar estas operaciones, así como establecer contratos de largo plazo y estables para los productores, diferenciándose de las típicas situaciones que provocan las oscilaciones de mercado en la producción de alimentos. 3.4.5. Aspectos legales En los últimos años, gracias al surgimiento de políticas ambientales responsables, el panorama de la región donde se encuentra la Granja Colombari comenzó a presentar cambios. Desde 2003, y con la implementación del programa Cultivando Água Boa, la creación de la Plataforma Itaipu de Energías Renovables, y la articulación de prototipos de generación de energía a partir de la biomasa, se inició un extenso movimiento que involucró a todos los actores locales — Planta Hidroeléctrica Itaipu Binacional, asociaciones comunitarias, órganos gubernamentales, ONGs, instituciones de enseñanza, cooperativas y empresas. Siguiendo la política legislativa basada en el Decreto Ley Federal 5.163, de 2004 y en la Instrucción Normativa de la ANEEL (Agencia Nacional de Energía Eléctrica) 167 de 2005 y estableciendo normas para la generación de energía distribuida (generación eléctrica próxima a los puntos de consumo, independiente de la potencia o de la fuente de energía), se inició un amplio programa de generación distribuida con saneamiento ambiental, promovido fuertemente por Itaipu Binacional y sus socios, a fin de construir conocimiento y reglamentaciones a este respecto. Tales reglamentaciones impulsaron la revisión de la legislación aplicable a la generación distribuida de energía eléctrica y crearon un marco favorable para la implementación de proyectos piloto en el área de la cuenca hidrográfica del Paraná 3 (área de influencia directa del embalse de Itaipu), para el desarrollo de un sistema con el propósito de acoplar de forma segura el aporte de energía a la red general. El proyecto de la Granja Colombari fue el primero en ser probado y comisionado por la Compañía Eléctrica Estadual, lo que garantizó la posibilidad de un eslabón efectivo 82 Brasil- Productos I y II entre la producción de energía eléctrica por un lado, y su venta y puesta a disposición del Sistema Eléctrico Nacional, por el otro. Fueron dictadas las resoluciones normativas 390/2009 y 395/2009 de la ANEEL, que tienen como objetivo establecer los requisitos necesarios, ante la Agencia Nacional de Energía Eléctrica, para el otorgamiento y la autorización de explotación de plantas termoeléctricas y otras fuentes alternativas de energía, así como adecuar el registro de centrales generadoras con capacidad instalada reducida, y lograr inserirlas a la red general de distribución eléctrica brasileña, medida de extrema importancia para el sector eléctrico brasileño. Además de las normativas de la ANEEL, se constata en el caso de la porcicultura un conjunto de normas y procedimientos que deben ser adoptados a la producción de porcinos, principalmente en lo que concierne a aspectos ambientales de acuerdo con la Resolución Nº 031/98 SEMA / IAP. 3.4.6. Análisis de actores Para el desarrollo de prototipos de energías renovables en la región, de la cual la granja Colombari forma parte, se inició un importante marco institucional -de acuerdo a lo expresado en la figura 30- en el que diferentes instituciones concretaron convenios y asociaciones para el desarrollo de los prototipos, tomando como referencia la Planta Hidroeléctrica Itaipu Binacional, a través de la Coordinadora de Energías Renovables. Este proyecto, como consta en su nombre “Generación distribuida de energía a base de biogás con saneamiento ambiental”, tuvo un gran éxito y se ha tornado un ejemplo de la superación de las más diversas barreras burocráticas impuestas a la generación y comercialización de energía renovable en pequeña escala en Brasil (PIER, 2010). Figura 31: Conglomerado institucional del proyecto de generación distribuida. Fuente: Proyecto GD. Itaipu 2007. 83 Brasil- Productos I y II 3.4.7. Aspectos económicos Ante la posibilidad de una fuente de ingreso extra, que torna viable la implantación de un proyecto de generación distribuida (la generación realizada ante la unidad de consumo), la viabilidad financiera es aún mayor si, en paralelo, el productor adhiere a la venta de créditos de carbono, a través del Mecanismo de Desarrollo Limpio, a ejemplo de lo que viene realizando Colombari. “Con este sistema, estamos demostrando que es posible proteger el medio ambiente y además contar con un retorno económico”, expresó Colombari. El equipamiento fue probado en la propiedad de Colombari durante el año 2008 y, en febrero de 2009, el productor y los cinco prototipos de la Región Oeste de Paraná (la Estación de Tratamiento Cloacal Ouro Verde, de Sanepar, en Foz do Iguaçu; las unidades de aves, porcinos y vegetales de la Cooperativa Lar; y la granja Star Milk, de ganado bovino lechero, de Vera Cruz do Oeste) estaban aptos para responder al edicto de compra de energía de la COPEL. En el caso de Colombari, el ingreso proveniente de la venta de electricidad es variable, oscilando entre R$ 500 y R$ 700 por mes, lo que permite absorber gradualmente los costos de adquisición y mantenimiento del equipo. Según él, con el ahorro de energía, el retorno de la inversión se da en un plazo de alrededor de cinco años. Los datos de la tabla 34, permiten evaluar la viabilidad económica del emprendimiento. Tabla 34: Viabilidad económica del emprendimiento. Indicadores de Viabilidad Económica índices para la evaluación y el análisis de los períodos de recuperación de capital TMA - Tasa mínima de atracción 11,70% Fecha límite para la recuperación del capital invertido 5 Simple recuperación de la inversión 3 Ofertas de recuperación de la inversión 4 Valores generados por el capital invertido VPN - Valor Presente neto 47.433,00 VPNa - Valor Presente neto Anualizado 13.061,00 Las tasas de retorno sobre el capital invertido TIR - Tasa Interna de Retorno 18,00% TMA / TIR - Relación entre el tipo mínimo del atractivo y la tasa interna de retorno 0,65 IBC - Costo-Beneficio indexo 1,17 Roia - Retorno de la Inversión Adicional 3,00% / años años años R$ R$ / / / / Fuente: Proyecto GD 2010. El biodigestor fue entregado en comodato y la adquisición del grupo generador, por un valor de R$ 35.000, corrió por cuenta del propietario de la granja. También la Granja Colombari fue subvencionada con recursos del FINEP por una suma total de R$ 160.000,00, para la construcción de otro biodigestor, un conjunto motogenerador, y un panel de control y proyectos eléctricos. 84 Brasil- Productos I y II La producción de electricidad ha contribuido a la reducción de los costos de producción de la propiedad debido a la menor necesidad de compra de electricidad, proporcionando mayor rentabilidad al negocio de cría de porcinos. El proyecto fue una de las alternativas para responder al incremento de la demanda de energía eléctrica en la propiedad, producto de la expansión de la planta, así como también una alternativa para ahorrar en la compra del diesel utilizado para impulsar los tractores usados en la molienda del maíz que sirve de alimento para los porcinos. El biofertilizante producido en esta propiedad es plenamente utilizado, sin excedentes. Se estima que la economía que se logra en la adquisición de fertilizantes químicos para la producción del pastaje es de alrededor de R$ 90.000/año, considerando los precios de los fertilizantes químicos en el mercado regional (PIER, 2010). Frente a esta realidad, la implementación de un proyecto como éste demuestra el gradual cambio de modelo de negocio propuesto en las zonas rurales. Una vez que la propiedad se hace auto-suficiente en la producción de sus insumos, reduce los costos externos. Este modelo tiene un valor positivo en el sector de la agroindustria brasileña, lo que permite la adición de valor al producto vendido y por lo tanto un mayor reembolso para el productor. 3.4.8. Aspectos tecnológicos El biodigestor empleado en esta propiedad fue proveído en comodato por la empresa AgCert, que fue adquirida por la empresa AES, y que hasta entonces era la encargada de la comercialización de los créditos de carbono obtenidos en esta propiedad. Según Castanho y Arruda (2008) el modelo canadiense empleado en el proyecto es un biodigestor de tipo horizontal, con una caja de carga de mampostería y con un ancho mayor que su profundidad, por lo tanto, con una mayor área de exposición al sol, lo que permite el aumento de la producción de biogás y evita su obstrucción. Durante la producción de biogás, el revestimiento de lona es completado con gas, formando así el biodigestor. El grupo generador (MWM / 612T de 100 kVA) fue suministrado por la empresa GET – Global Energy Telecom y el panel que realiza el control, monitoreo y protección de los generadores de pequeño porte fue suministrado por la empresa Woodward, en el cual fueron efectuadas algunas modificaciones solicitadas por la Compañía Paranaense de Energía Eléctrica (COPEL), a fin de validar la seguridad de la conexión con la red de distribución de la compañía. El control del grupo generador Woodward de la serie GCP-20 fue desarrollado para proporcionar un control completo de la aplicación a unidades múltiples de forma aislada o a una red de operación en paralelo. Las funciones de administración incluyen: base de carga automática, ajustes de pico, importación y control de las exportación de energía, y emergencia y respaldo de la generación de energía. Una red de tuberías colecta los residuos de granjas de porcinos y los conduce hasta el biodigestor. Luego del proceso de biodigestión, la parte sólida es conducida a través de 85 Brasil- Productos I y II otra tubería y por gravedad hasta una laguna aeróbica. Otra tubería conduce el gas producido en el biodigestor hasta el conjunto generador a biogás. También fue diseñada una red de tuberías de PVC para conducir los residuos y el gas hasta el lugar apropiado. Este tipo de generación viene siendo investigada e implementada en Brasil desde la década de 1970, pero la novedad reside en un panel especial, desarrollado por la empresa Woodward y adaptado por técnicos de Copel, que permite controlar el flujo de energía hacia la red interna y enviar la carga excedente a la red pública. Figura 32: Biodigestores de la Granja São Pedro. Fuente: Equipo CIH 2010. 3.4.9. Aspectos productivos Los datos recogidos referentes a los aspectos productivos de la granja se reflejan en la tabla 35, donde la producción y el aprovechamiento energético de la granja. 86 Brasil- Productos I y II Tabla 35: Producción de la Granja São Pedro Fuente: Equipo CIH. 3.4.10. Aspectos socioambientales Las actividades realizadas por este segmento económico son de alto impacto ambiental. La producción de desechos de un porcino, por ejemplo, es 14 veces mayor que la de un humano adulto. Y estos desechos, a través de la red hídrica, son conducidos hacia los ríos y en ellos se producen algas que perjudican los usos múltiples del agua: generación de energía, pesca, turismo y abastecimiento de agua. El tratamiento de los efluentes originados en la producción de animales confinados, principalmente porcinos, y de la agroindustria, está relacionado con el proceso de biodigestión que genera biogás y biofertilizantes. El biofertilizante permite la sustitución parcial o total de los fertilizantes químicos por parte del productor. Por otro lado, el procedimiento evita contaminar la red hídrica. Este nuevo conglomerado energético genera ingresos adicionales para el productor rural, incluyendo los créditos como Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL) por reducción de emisiones de metano. Entre otros beneficios, la higienización del ambiente de producción es más eficaz, proporcionando una mejor calidad de vida para el propietario. De acuerdo con estos aspectos podemos enumerar algunos puntos clave de los impactos generados por el proyecto: 1 - El aumento de la sustentabilidad del medio ambiente de producción agrícola y ganadera, que agrega calidad al valor competitivo de la producción nacional; 87 Brasil- Productos I y II 2 - Las mejores condiciones competitivas de los productos agrícolas brasileños en el mercado internacional, en particular en el de proteína animal, mediante la reducción de los costos de energía y la creación de nuevas fuentes de ingresos con la venta de biofertilizantes y créditos de carbono; 3 - La intensificación de la economía regional a partir de la creación de mercados de servicios, proyectos técnicos, asistencia técnica especializada, mantenimiento de equipamiento y procesos, comercio e industria de motores, microgeneradores, paneles de comando, software de control y monitoreo, lonas plásticas y otros equipamientos de contención de biogás, tuberías y conexiones, filtros e insumos relacionados, en general; 4 - La generación de energía mediante fuentes renovables, como el biogás, como complemento al abastecimiento de energía regional; 5 – Mejores condiciones de seguridad ambiental de las represas y reducción de gastos para su mantenimiento; 6 - Aumento de la producción y oferta interna de fertilizantes para la agricultura -en la actualidad importados- lo que proporciona un impacto positivo tanto en la balanza de pagos del país, mediante la reducción de las importaciones, como en la actividad agropecuaria, con la reducción de costos, que también puede favorecer su expansión; 7 - La conservación del suelo, al evitar su saturación orgánica gracias al tratamiento sanitario previo de los residuos y/o efluentes de biomasa residual, antes que los mismos sean vertidos al suelo; 8 - Conservación del medio ambiente mediante la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, con reflejos en la calidad de vida de la población y en los compromisos internacionales de Brasil en cuanto a la limitación de tales emisiones. 9 - Mejorar la calidad del agua, considerando que los residuos no son descargados directamente en el curso de agua. 3.4.11. Créditos de carbono La granja del Sr. José Carlos Colombari, llamada Granja São Pedro, se presenta identificada con el número 10838 en el Proyecto "Mecanismo de Desarrollo Limpio" y pertenece al PDD BR06-S1-18. De esta manera, en el sitio web de la UNFCCC (United Nations Framework Convention on Climate Change) se podrán verificar información pública. El proyecto, que apunta a la adquisición de créditos de carbono, fue elaborado por la empresa AgCert, que fue comprada por la empresa AES en el año 2005. El proyecto ya ha sido enviado a los órganos competentes y, según lo informado por el productor, requiere solamente una última auditoría en su propiedad para iniciar la comercialización de los créditos de carbono obtenidos. 88 Brasil- Productos I y II No obstante, el Sr. Colombari explica "Ya recibí un valor de R$2.400,00 referente al 10% del valor, por créditos referentes al año 2.006. Recibiré en los próximos días una suma adicional referente al mismo año, pero aún no sé el valor exacto". 3.4.12. Replicabilidad El proyecto desarrollado en la Granja Colombari es aplicable a cualquier granja de producción animal existente, teniendo en cuenta que la tecnología empleada es simple y requiere inversiones bajas, incluyendo también la posibilidad de financiación. Además de las unidades productivas se puede decir que el mismo se aplica a unidades agroindustriales. 3.4.13. Registro fotográfico El registro fotográfico es una forma de demostrar visualmente el funcionamiento de las instalaciones en la propiedad; para no perder la calidad de las imágenes, el mismo se encuentra en el anexo 3. 3.4.14. Entrevista Se encuentra también disponible un reportaje de excelente calidad en formato de vídeo, con traducción a la lengua inglesa, que posee información sobre todo el proceso realizado en la propiedad del Sr. Colombari, además de una entrevista con él, quien confirma información interesante acerca del proyecto. Haga clic en el siguiente link para acceder al video: http://www.observatoriobrasil.org/proyectos.asp Haga clic en el siguiente link para efectuar el download del video: http://www.observatoriobrasil.org/imágenes/Columbare.wmv 89 Brasil- Productos I y II 3.5. Estudio de Caso 2: Pequeña Central Hidroeléctrica – Toledo – Ouro Verde do Oeste/Paraná – Producción de energía eléctrica a partir del aprovechamiento del potencial hídrico Nombre del responsable: Gênesis Energética S.A. Domicilio: Río São Francisco Verdadeiro – Frontera de los municipios Toledo y Ouro Verde do Oeste Tipo: Pequeña Central Hidroeléctrica Río objeto de la obra: São Francisco Verdadeiro Número de empleados: 250 empleados en el auge de la obra Contacto: Roberta Kiska Inicio de la obra: 2009 Operación a partir de: octubre/2010 3.5.1. Descripción general del proyecto Localizada en el estado de Paraná, en los municipios de Ouro Verde do Oeste y Toledo, en las coordenadas de latitud 24º49'59”S y longitud 53º53'53”W, la PCH São Francisco es una cuenta con una capacidad de generación de 14MW, energía suficiente para el consumo de 120 mil habitantes. Figura 33: Ubicación de la Pequeña Central Hidroeléctrica São Francisco Fuente: Equipo CIH 2010. Según Gênesis Energética S.A., empresa responsable del emprendimiento, la PCH São Francisco tiene como principal objetivo la generación de energía para el sector productivo y, con esta disponibilidad energética, aumentar las posibilidades de desarrollo económico y apoyar la disminución de las disparidades sociales de la región. 90 Brasil- Productos I y II Figura 34: Área del embalse de la PCH São Francisco. Fuente: Equipo CIH 2010. Con el papel cada vez más relevante en la promoción del desarrollo de la generación y distribución de energía, las PCH's son plantas con potencia instalada superior a 1MW e igual o inferior a 30 MW, que responde a los requisitos de las resoluciones específicas de la ANEEL – Agencia Nacional de Energía Eléctrica. De acuerdo con Gênesis, encargada de la PCH, el emprendimiento entra en operación en la primera semana de octubre de 2010 y, por lo tanto, todo el estudio fue realizado en el período final de implementación del proyecto, lo que permite relevar mejor los detalles de la instalación. En el registro fotográfico se ven explicados en detalle los procedimientos requeridos para la construcción de la PCH. 3.5.2. Contexto En Brasil existe un predominio del uso de la energía hidráulica como fuente primaria para la generación de energía eléctrica. La existencia de grandes potenciales hidráulicos y la búsqueda de la reducción en el costo de generación, hicieron que durante mucho tiempo, este tipo de energía fuese producida básicamente en grandes centrales hidroeléctricas, a pesar de que estas producen un alto impacto ambiental por la necesaria construcción de embalses. En las últimas décadas, el aumento de los precios de la energía, combinado con las recientes preocupaciones ambientales, aumentó el interés por las microcentrales, dado que estas constituyen una fuente de energía segura y de bajo costo, especialmente en áreas remotas. El desarrollo tecnológico consolidó esta fuente de energía (Cavaliero y Silva, 2002). El proceso para la instalación de la PCH São Francisco comenzó en el año 2000. Durante este año se realizaron estudios de impacto y de viabilidad del emprendimiento. Después de la realización de audiencias públicas la obra se inició en 2003, el mismo año en que el IAP embargó la construcción (ANEEL, 2003). Después de cinco años, la 91 Brasil- Productos I y II empresa encargada de la planta y la constructora firmaron un Término de Ajuste de Conducta. En 2009 la obra fue reanudada, tras la obtención de la licencia de deforestación. 3.5.3. Objetivos El objetivo principal del proyecto es la producción de energía eléctrica a partir del potencial hidráulico del río São Francisco Veradadeiro, con un mínimo impacto ambiental. 3.5.4. Proceso de producción y productos La energía que naturalmente se disipa en un curso de agua cuando éste cae por desnivel topográfico, es dada por la siguiente expresión: Figura 35: Cálculo de la potencia hidráulica. Fuente: CERPCH, 2007. De acuerdo con el Centro Nacional de Referencia en Pequeñas Centrales (CERPCH) si el agua es conducida de un nivel más alto a un nivel más bajo, el resultado de esa caída invertida en el caudal puede ser utilizado. En una PCH se utiliza un conducto forzado para conducir el agua hacia abajo, transformando dicho caudal en presión. De esta manera, este conducto forzado lleva el agua hasta una turbina, transformándose entonces en energía mecánica. Esta energía es utilizada en general para accionar un generador eléctrico. Así se puede determinar la energía generada, considerando: • • la caída de agua, que es la diferencia de la altura vertical por la cual el agua cae; el caudal existente, que es medido en m³/s; Una vez determinada la potencia, se estima el costo medio de implantación, considerando el costo medio de R$ 4.500,00 para cada Kw instalado en Brasil. (Nogueira, F. & Tiago Filho, G. CERPCH, 2007). 92 Brasil- Productos I y II Figura 36: en desvío con canal de aducción y conducto forzado Fuente: CERPCH, 2007. En la PCH São Francisco la turbina utilizada es del tipo Francis. Se trata de máquinas de reacción, con escurrimiento radial (lento y normal) y escurrimiento mixto (rápido). Son máquinas ideales para caudales y caídas medios. El control del caudal es realizado en el distribuidor o sistema de palas móviles. Son turbinas rigurosamente centrípetas, que permiten el uso de tubo de succión y que pueden alcanzar altos rendimientos, del orden del 85 a 93%, siendo una de las más utilizadas (Nogueira, F. & Tiago Filho, G., 2007). Estas pueden estar insertas en una caja espiral, o en instalaciones de menor porte, sin caja espiral, en cajas cilíndricas o en un pozo de caja abierta. En instalaciones con caudales mayores se acostumbra duplicar el rotor en rotores gemelos, que operan en un mismo eje, cada uno de un lado de una caja cilíndrica o en cajas espirales separadas, o unidos por la cara anterior, inseridos en una única caja espiral. A este tipo de conglomerado se lo denomina turbina Francis gemela. (CERPCH, 2007). 93 Brasil- Productos I y II Figura 37: Esquema de la turbina Francis utilizada en la PCH São Francisco. Fuente: CERPCH, 2007. El distribuidor de las turbinas tipo Francis está constituido por un conjunto de palas dispuestas alrededor del receptor, y que pueden ser orientadas por medio de un comando especial, de modo que quede, para cada valor de descarga, el escurrimiento con un mínimo de pérdidas hidráulicas. Todas las palas poseen un eje de rotación paralelo al eje de la turbina y, gracias a un mecanismo llamado anillo de Fink, constituido por un anillo concéntrico al distribuidor y unido a ellas por bielas, pueden girar simultáneamente desde un mismo ángulo, haciendo que la sección de escurrimiento varíe desde un máximo hasta el cierre total (CERPCH, 2007). Como Nogueira F. & Tiago Filho (2007) lo describen, la línea de transmisión es la encargada de transportar la energía generada hasta el punto de consumo. En el caso de líneas aéreas de transmisión, tanto en baja tensión como en media tensión, debe darse prioridad a la utilización de cables de aluminio sin recubrimiento, que son más baratos y más livianos. El diámetro del cable debe ser escogido en función de la corriente nominal y de la caída de tensión. En el caso de potencias muy pequeñas, el diámetro del cable puede resultar muy pequeño, lo que implica una pequeña resistencia mecánica del conductor. En estos casos el criterio de especificación pasa a ser la resistencia mecánica. De forma general no se recomiendan conductores con diámetro inferior a 10 [mm²]. Los componentes de una pequeña central hidroeléctrica están constituidos por estructuras de obras civiles para represas, captación y aducción de agua, además de los componentes hidromecánicos y electromecánicos. 94 Brasil- Productos I y II Figura 38: Componentes de una PCH. Fuente: CERPCH, 2007. 3.5.5. Aspectos legales Ferrari (2006) consideró las resoluciones divididas en cuatro áreas: Legislación ambiental federal en lo que se refiere a hidroelectricidad; Legislación de recursos hídricos; Legislación referente a PCH y Legislación sobre comercialización de energía, del siguiente modo: 3.5.5.1. Legislación ambiental sobre la hidroelectricidad. Ley Nº 6.902, del 27 de abril de 1981 Ley Nº 6.938, del 31 de Agosto de 1981 CONAMA, Resolución Nº 1, del 23 de enero de 1986 CONAMA, Resolución Nº 6, del 16 de septiembre de 1987 Decreto Nº 99.274, del 6 de junio de 1990 Ley Nº 9.985, de 2000 Decreto 3.942, del 27 de septiembre de 2001 95 Brasil- Productos I y II 3.5.5.2. Legislación sobre recursos hídricos Ley Nº 9.433, del 8 de enero de 1997 Ley 9.984, del 17 de julio de 2000 3.5.5.3. Legislación referente a las PCH Resolución DNAE 109. Decreto Ley Nº 1.872, del 21 de mayo de 1981 Ley Nº 8.987, del 13 de febrero de 1995 Ley Nº 9.074, del 7 de julio de 1995 Decreto Nº 2.003, del 10 de septiembre de 1996 Ley Nº 9.427, del 26 de diciembre de 1996 Ley Nº 9.648, del 27 de mayo de 1998 Ley Nº 10.438, del 26 de abril de 2002 Ley Nº 10762, del 11 de noviembre de 2003 3.5.5.4. Legislación sobre comercialización de energía Ley Nº 10.848, del 15 de marzo de 2004 Decreto Nº 5.163, del 30 de julio de 2004 Decreto Nº 5.177, del 12 de agosto de 2004 Según lo constatado por RAIA (2008), con los recientes cambios institucionales y de reglamentación se introdujeron nuevos incentivos para los emprendedores interesados, quitándose una serie de barreras para la entrada de nuevos agentes en la industria de energía eléctrica. Se efectuó también una revisión del concepto de pequeñas centrales hidroeléctricas (PCHs) lo que estimuló la proliferación del aprovechamiento hidroeléctrico de pequeño porte y bajo impacto ambiental en Brasil. Estos emprendimientos pretenden dar respuesta a las demandas provenientes de los centros cercanos de carga, de áreas periféricas del sistema de transmisión y de puntos marcados por la expansión agrícola nacional, promoviendo así el desarrollo de regiones remotas del País. Para alentar la construcción de nuevas PCHs, la ANEEL creó condiciones de incentivo para los emprendedores, destacándose las siguientes: 1. Autorización no onerosa para explotar el potencial hidráulico (Ley Nº 9.074, del 7 de julio de 1995, y Ley Nº 9.427, del 26 de diciembre de 1996); 2. Descuentos superiores al 50% en los encargos de uso de los sistemas de transmisión y distribución (Resolución Nº 281, del 10 de octubre de 1999); 3. Libre comercialización de energía para consumidores de carga igual o superior a 500 Kw (Ley Nº 9.648, del 27 de mayo de 1998); 4. Exención relativa a la compensación financiera por la utilización de recursos hídricos (Ley Nº 7.990, del 28 de diciembre de 1989, y Ley Nº 9.427, del 26 de diciembre de 1996); 96 Brasil- Productos I y II 5. Participación en el prorrateo de la Cuenta de Consumo de Combustible – CCC, al sustituir la generación térmica a gas oil, en los sistemas aislados (Resolución Nº 245, del 11 de agosto de 1999); 6. Comercialización de la energía generada por las PCHs con concesionarias de servicio público, teniendo como límite tarifario el valor normativo establecido por la Resolución Nº 22, del 1 de febrero de 2001; 3.5.6. Análisis de actores Gênesis Energética S.A es la empresa encargada del emprendimiento. Se trata de una sociedad anónima de capital cerrado, destinada a la implantación, operación, comercial y explotación del negocio de energía eléctrica, mediante autorización para la exploración del potencial hidráulico así como del respectivo Sistema de Transmisión asociado a la PCH – Pequeña Central Hidroeléctrica São Francisco. DM Construtora de Obras Ltda es la empresa encargada de la construcción y gestión ambiental de la PCH São Francisco. Fundada en 1974, posee una amplia actuación en el sector y está presente en obras de infraestructura en las áreas de energía, transporte, hidráulica, saneamiento y edificación. La empresa ha conquistado espacio por poseer un Sistema Integrado de Gestión – SIG, contando con los certificados: ISO 9001:2000 – Calidad, ISO 14001:2004 – Medio Ambiente, y OHSAS 18001:1999 – Seguridad y Salud del Trabajador. El emprendimiento es particular y la energía producida será enviada a una subestación de energía de COPEL, es decir que, la energía producida en la PCH será vendida a la Compañía de Energía Eléctrica del Estado de Paraná. 3.5.7. Aspectos Económicos • • • Inversión del capital empresarial: 30% del valor total. Recursos externos: 70% del valor total. Recursos provenientes del BNDES – Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social. Inversión total de: R$ 63.138.571,00 El plazo de amortización considerado es de aproximadamente 15 años. Dado que el emprendimiento pasa a integrar el patrimonio de la Nación después de los 25 años, la empresa responsable recibirá aún lucros durante los 10 años posteriores a la amortización de la inversión. Tales actividades son reglamentadas por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica ANEEL, y al final del plazo de la autorización no habrá prórroga. Los bienes e instalaciones vinculados a la producción de energía eléctrica pasarán a integrar el patrimonio de la Nación, mediante indemnización de las inversiones realizadas, siempre que se encuentren previamente autorizadas y aún no amortizadas, calculadas por la auditoría de la ANEEL, o podrá ser exigido que la compañía restablezca, por su cuenta, el libre escurrimiento de las aguas. 97 Brasil- Productos I y II Además de las inversiones, se trata de un emprendimiento que genera empleo a 250 trabajadores. También estimula la economía local, produciendo ingresos para los dos municipios: Toledo y Ouro Verde do Oeste, representando para este último un importante aporte a su economía, ya que Ouro Verde do Oeste es una ciudad pequeña con aproximadamente 8000 habitantes y cuyos ingresos provienen mayoritariamente de la actividad agropecuaria, modificándose de este modo su base de producción, ya que el consumo de energía será en el municipio de Toledo. Este factor es de gran importancia si se considera el bajo nivel de inversión en líneas de transmisión de energía. Así, es posible producir más, lograr un bajo impacto ambiental, e incrementar la economía regional. 3.5.8. Aspectos tecnológicos y productivos La PCH São Francisco abarca un área de 67 hectáreas. El embalse tiene 4 kilómetros de extensión y el lago formado por la represa, tiene de 250 a 300 metros de ancho, y más 100 metros de faja forestal de protección en torno del embalse. Para su implantación fueron desforestadas poco más de 30 hectáreas, con un total de 38 propiedades afectadas. La represa construida posee 170 metros de largo, construidos en concreto. La misma tiene un vertedero natural. De este modo, en el caso de que el nivel del agua supere los 395,6 metros en relación al nivel del mar, podrá seguir su curso sin la necesidad de abrir compuertas, ya que fue construida utilizando la metodología de nivel de agua. De acuerdo con la ingeniera ambiental responsable, Roberta Kiska, la planta fue construida de manera tal que el río no deje de seguir su curso, considerando un caudal sanitario de aproximadamente el 10% del caudal total (16 m³/s). Funcionará con dos turbinas, y, en el caso de que el caudal del río esté por debajo de lo esperado, una de las turbinas podrá ser desconectada. La producción de la planta será vendida a la Compañía Paranaense de Energía (Copel). El 90% del caudal es conducido hacia un conducto forzado de aproximadamente 230 metros de largo, a través de un desnivel de 68 metros. Las turbinas fueron suministradas por General Electrics. La línea de transmisión que conducirá la energía hasta la subestación de la empresa en Toledo ya está lista, con 34,50 KV y aproximadamente 15 kilómetros de extensión, y conectará la PCH São Francisco con la subestación Toledo de Copel. Los datos productivos fueron obtenidos de los encargados de la PCH São Francisco y, considerando los aspectos tecnológicos se revelan las siguientes características: • • • • Tecnología completamente dominada por la industria brasileña; Tecnología apropiada para la construcción y operación en zonas remotas; Bajo costo de operación; Alto ciclo de vida: más de 60 años. 98 Brasil- Productos I y II 3.5.9. Aspectos socioambientales El Impacto ambiental del proyecto es muy pequeño y será mitigado aún más por la implementación de 13 programas ambientales, de manera que los aspectos negativos producidos por la formación del embalse no lo tornarán inviable. El emprendimiento se responsabiliza del seguimiento de 13 programas. Algunos de esos programas involucran a la comunidad local, lo que trae beneficios más allá de lo económico para la región. La descripción de los 13 programas se encuentra detallada abajo, de acuerdo a lo informado por la empresa responsable: 1 – Programa de Gestión Ambiental: Los principales objetivos son el detalle de los requisitos de licenciamiento y la promoción del seguimiento y control ambiental de todos los programas ambientales; 2 – Programa de Salvaguarda y Rescate Arqueológico: Monitorear el área del emprendimiento y profundizar estudios arqueológicos para relevar la existencia de material de interés histórico, de forma tal que, en caso de encontrarse evidencias arqueológicas éstas puedan ser preservadas y/o rescatadas, promoviendo así su conservación; 3 – Programa de Comunicación Ambiental: Crear y consolidar un espacio de diálogo y discusión sobre el emprendimiento y sus implicaciones ambientales, transformando este espacio de diálogo en un vínculo permanente entre los encargados de implantar PCH São Francisco por un lado, y la sociedad en general, por el otro; 4 – Programa de Educación Ambiental: Encargado de realizar prácticas educativas con la comunidad local (alumnos, profesores, mano de obra y habitantes) y sugerir estrategias de abordaje de la cuestión ambiental en los diversos aspectos relativos a la preservación ambiental, higiene, salud pública y ejercicio de la ciudadanía. Se pretende construir valores, trabajar conceptos y ejecutar acciones prácticas en las cuestiones de protección y preservación de los recursos naturales; 5 – Programa de Indemnización de los Propietarios Afectados: Indemnizar económicamente el daño producido por la pérdida de áreas y construcciones diversas a causa de la construcción del embalse, así como también, por la implantación de la faja de protección lindera; 6 – Programa de Inestabilidad de Áreas en el Embalse: Identificar los puntos ambientalmente sensibles, relacionados a las áreas costeras, antes de la construcción del embalse. Monitorear el comportamiento de las márgenes durante la realización del mismo y en el período de operación del emprendimiento; 7 – Plan de Prevención y Control Ambiental de Constructoras: Identificar los efectos ambientales de las obras preliminares, operaciones auxiliares de construcción y montaje de la PCH São Francisco, con el fin de establecer las acciones de prevención para reducir los impactos derivados de las mismas y proponer las medidas mitigadoras y de control; 99 Brasil- Productos I y II 8 – Programa de Caracterización y Monitoreo de la Calidad del Agua: Realizar el estudio de las características físicas, químicas y biológicas de las aguas del río São Francisco Verdadeiro en el área de influencia de la PCH São Francisco; 9 – Programa de Recuperación de Áreas Degradadas: Minimizar los efectos negativos de la implementación de las estructuras de la obra sobre el paisaje local, además de reconstruir las áreas degradadas con vegetación autóctona; 10 – Programa de Reforestación y Ampliación de la Vegetación de la Margen Ribereña del Embalse: Proteger las márgenes del embalse para contribuir al aumento de la diversidad de la flora, de la regeneración natural de las especies nativas en los remanentes forestales existentes, y contribuir para la estabilización de las márgenes del embalse y la minimización de su azoramiento; 11 - Programa de Limpieza del Embalse: Promover el retiro de restos de vegetación arbórea en el área de anegamiento del embalse, apoyando así el mantenimiento de la calidad del agua, y la protección y seguridad de la fauna local; 12 – Programa de Monitoreo y Rescate de la Fauna Terrestre: Relevar datos sobre la composición de la fauna de la región y apoyar a la comunidad científica en la profundización del conocimiento de la biota afectada. Proponer medidas de conservación, manejo, control y fiscalización de la fauna regional, y realizar el rescate de la fauna durante la construcción del embalse, promoviendo la liberación controlada de la misma en ambiente adecuado; 13 – Programa de Monitoreo de la Fauna Acuática: Efectuar el monitoreo de la fauna de vertebrados acuáticos presentes en la región de influencia de la PCH São Francisco, tanto en el río como en el embalse. 3.5.9.1. Impactos Positivos • • • • • • • • Contención de procesos erosivos con la implantación de la faja de protección; Recomposición de la vegetación original con la implantación de la faja de protección; Movilización política de la población local; Aumento de trabajo temporal en el lugar del emprendimiento; Aumento de las actividades económicas durante la construcción del emprendimiento; Aumento de los ingresos públicos municipales durante la construcción del emprendimiento; Realización de estudios que contribuirán a la obtención de conocimiento e información acerca de la biota local; Realización de estudios de prospección arqueológica que contribuirán a la obtención de conocimientos arqueológicos en la región del emprendimiento. 100 Brasil- Productos I y II 3.5.9.2. Impactos Negativos • • • • • • Sumergimiento de áreas; Aumento de la carga de sedimentos en las aguas del río São Francisco Verdadeiro; Alteraciones en los organismos acuáticos en el área del embalse; Aumento del tráfico de vehículos en la fase de construcción de la PCH São Francisco; Supresión de la vegetación; Alteración en el hábitat de la fauna por la formación del embalse; 3.5.10. Créditos de carbono Los créditos de carbono son generados por la “substitución de una termoeléctrica” en la red que sería usada si no existiese la PCH. La emisión de la “termoeléctrica teórica” se calcula mediante la relación entre el despacho de la energía eléctrica en la red y las últimas construcciones de generadoras. La MCT ha determinado un límite geográfico que delinea el subsistema en el que estará basado en el cálculo. A partir de 2007 el Ministerio de Ciencia y Tecnología (MCT) definió que la línea de base sería dividida en NORTE, NORESTE, SUDESTE y SUR. La PCH São Francisco está localizada en el sur de Brasil, siendo el factor de emisión para el Sur, de 0,58tCO2/MWh, de acuerdo con la metodología del MCT. Considerando que la potencia instalada de la PCH São Francisco es 14MW/h, el cálculo es el siguiente: P/h = 14 MW/h P/día = 14 x 24h = 336 MW P/año = 336 x 365 = 122640 MW Factor de Emisión = 0,58tCO2/MWh P x F = 122640 x 0,58 = 71131,2 CERs/año 3.5.11. Replicabilidad Considerando que en América Latina existe una diversidad de paisajes y ambientes, se observó que la mayoría de los países de América Latina tiene un gran potencial hidráulico que puede ser reproducido usando este proyecto como ejemplo. Asimismo, la tecnología utilizada en el proceso de implantación de la PCH es relativamente simple, aunque las inversiones necesarias se tornan elevadas, si son comparadas, por ejemplo, con las plantas de biomasa residual. Es necesario, entonces, abaratar el proceso de implantación de estas plantas. 101 Brasil- Productos I y II Brasil es el país con mayor potencial hidroeléctrico del mundo: un total de 260 mil MW, según el Plan 2015 de Eletrobrás, el último inventario producido en el país data desde 1992. De estas instalaciones, poco más del 30% se ha transformado en plantas construidas u otorgadas. De acuerdo con el Plan Nacional de Energía 2030, el potencial a aprovechar es de cerca de 126.000 MW. De este total, más del 70% se encuentra en las cuencas del Amazonas y del Tocantins/Araguaia, como muestra el Mapa a continuación: 102 Brasil- Productos I y II Figura 39: Potencial hidroeléctrico brasileño por cuenca hidrográfica – 2008. Fuente: Atlas de Energía Eléctrica de Brasil. 103 Brasil- Productos I y II 3.5.12. Registro fotográfico El registro fotográfico es una forma de demostrar visualmente el funcionamiento de las instalaciones en la PHC; para no perder la calidad de las imágenes, el mismo se encuentra en el Anexo 4. 104 Brasil- Productos I y II 4. Bibliografía ANA, Agencia Nacional de Aguas. http://conjuntura.ana.gov.br/conjuntura/rh_tocan tins.htm [Acceso el 6 septiembre de 2010]. ANEEL – Agencia Nacional de Energía Eléctrica. http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=7&idPerfil=3 [Acceso el 3 de noviembre de 2010]. Disponible Disponible en: en: ANEEL, 2003, Informe de Actividades de la Pequeña Central Hidroeléctrica São Francisco. Disponible en: http://www.aneel.gov.br/cedoc/ares2003630.pdf [Acceso el 5 de noviembre de 2010]. ANEEL, 2004. Ley N° 10.847, del 15 de marzo de 2004 Disponible en: http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=427/ ; http://www.aneel.gov.br/cedoc/lei200410847.pdf [Acceso 3 de noviembre de 2010]. ANEEL, 2010 – Agencia Nacional de Energía Eléctrica. 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PCH Parametro Pais Nombre de la Instalación Ubicacion Tipo de tecnologia Fecha de entrada em operación Tipo de Sevicio Situación Legal Unidad ----- Fuente 2 Brasil Información ----- 1 --------- 1 2 ----- 1 --------- 2 1 Dirección/Persona de Contacto ----- 1 Año de referencia Potencia Nominal ----MW 1 1 Potencia Efectiva Eletricidad generada % de Energia Vendida/Entregada al Servicio Publico Factor de Planta Eficiencia Fuente de Energia Empleada MW ----- Gwh 1 01/10/1964 Publica Copel - Compañia Paranaense de Energia Pessoa de Contacto: - Paulo Renato Carvalho Aleixo Kloss, 145 - Casa 03 Copel Tecnico Industrial de Eletrotecnica Especializado Curitiba Paraná Codigo Postal: - 81200-310 2009 8,20 -----------------------------------------------------------------------------------------------51,88 % 1 no km2 % 1 1 11,00 99,9 ----- ----- Hidraulica ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ US$ ----- US$/an o cUS$/k Wh ----- Nombre de Fuente 1 Consumo de Fuente 1 em el año de referencia Nombre de Fuente 2 Consumo de Fuente 2 em el año de referencia Inversión Costos de Operación Precio de la energia vendida ----- PlantaMourão - MOU Reserva do Iguaçu - PR PCH ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- t Emisiones de CO2 que CO2/a no han sido evitadas ----- Breve descripción ----- 3 Aspectos relevantes que hacen que esta instalación merezca un estudio de caso. ----- ----- 1 ----- 2 ----- 3 ----- Fuentes de Información -----------------------------------------------------------------------------------------------------------Por mucho tiempo Mourão suprió isoladamiente la necessidad de 15 ciudads del centro-oeste paranaense. -----------------------------------------------------------------------------------------------------------Contacto directo com la Empresa - Copel (17 set 2010) http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacida debrasil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=5&fase =3 http://www.copel.com/hpcopel/root/nivel2.jsp ?endereco=%2Fhpcopel%2Froot%2Fpagco pel2.nsf%2F044b34faa7cc1143032570bd00 59aa29%2F637b0e519f3b72190325741200 5dbce6 Parametro Pais Nombre de la Instalación Ubicacion Tipo de tecnologia Fecha de entrada em operación Tipo de Sevicio Situación Legal Dirección/P ersona de Contacto Año de referencia Potencia Nominal Potencia Efectiva Eletricidad generada % de Energia Vendida/En tregada al Servicio Publico Factor de Planta Eficiencia Fuente de Energia Empleada Nombre de Fuente 1 Consumo de Fuente 1 em el Unidad Fuente Información --------- 2 1 Brasil PlantaDerivação do Rio Jordão - DRJ --------- 1 2 Reserva do Iguaçu - PR PCH ----- 1 02/12/1997 ----- 2 Pública ----- 1 Copel - Compañia Paranaense de Energia ----- 1 Paulo Renato Carvalho ----- 1 Rua Aleixo Kloss, 145 - Casa 03 Copel Tecnico Industrial de Eletrotécnica Especializado Curitiba Paraná Codigo Postal: 81200-310 2009 MW 1 6,50 MW ----- Gwh 1 -----------------------------------------------------------------------------------------------------------51,88 % 1 não km2 1 4,00 % ----- 1 ----- 99,9 Hidraulica ----- ----- ----- ----- ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- año de referencia Nombre de Fuente 2 Consumo de Fuente 2 em el año de referencia Inversión ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Costos de US$/an Operación o Precio de cUS$/k la energia Wh vendida Emisiones t de CO2 CO2/an o que han sido evitadas Breve ----descripción ----- Aspectos relevantes que hacen que esta instalación merezca un estudio de caso. Fuentes de Información ----- ----- 1 ----- Contacto directo com la Empresa - Copel (17 set 2010) 2 ----- 3 ----- http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/Ge racaoTipoFase.asp?tipo=5&fase=3 http://www.copel.com/hpcopel/root/nivel2.jsp?endereco= %2Fhpcopel%2Froot%2Fpagcopel2.nsf%2F044b34faa7 cc1143032570bd0059aa29%2F20f22e14cbf1ebbd0325 74120053221d --------- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 3 La Planta“Derivação do Rio Jordão” tiene capacidad de 6,5 MW de potência y esta a 5 km de la desembocadura del Rio Jordão, em la ciudad Reserva do Iguaçu. ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ Parametro Pais Nombre de la Instalación Ubicacion Tipo de tecnologia Fecha de entrada em operación Tipo de Sevicio Situación Legal Dirección/Persona de Contacto Unidad Fuente Información ----2 Brasil ----1 Planta Apucaraninha - APC ------------- 1 2 1 Tamarana - PR PCH 06/04/1949 ------------- 2 1 1 Pública Copel - Compañia Paranaense de Energia Contacto: - Paulo Renato Carvalho Año de referencia Potencia Nominal Potencia Efectiva ----MW MW 1 1 ----- Eletricidad generada % de Energia Vendida/Entregada al Servicio Publico Factor de Planta Eficiencia Fuente de Energia Empleada Nombre de Fuente 1 Consumo de Fuente 1 em el año de referencia Nombre de Fuente 2 Consumo de Fuente 2 em el año de referencia Inversión Gwh 1 Aleixo Kloss, 145 - Casa 03 Copel Tecnico Industrial de EletrotEcnica Especializado Curitiba Paraná Codigo Postal - 81200-310 2009 10,00 -----------------------------------------------------------------------------------------------------------64,47 % 1 não km2 % ----- 1 1 1 1,00 99,9 Hidraulica ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ----- Costos de US$/an Operación o Precio de la energia cUS$/k vendida Wh Emisiones de CO2 t que han sido CO2/a ------------- ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- evitadas Breve descripción no ----- 3 Aspectos relevantes que hacen que esta instalación merezca un estudio de caso. Fuentes de Información ----- ----- 1 ----- 2 ----- 3 ----- La presta se localiza adentro de la reserva indígena de mesmo nombre. Fue creada em 1949, pela Empresa Eletrica de Londrina S.A., que después vino a ser incorporada pela Copel em 1974. ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ Contacto directo con la empresa - Copel (17 set 2010) http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebr asil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=5&fase=3 http://www.copel.com/hpcopel/root/nivel2.jsp?end ereco=%2Fhpcopel%2Froot%2Fpagcopel2.nsf% 2F044b34faa7cc1143032570bd0059aa29%2F90 abd1ca771741e603257412004eb700 UTE - Plantas Termoelétrica – Licor Negro Parametro Unidad Fuente Información Pais ----1 Brasil Nombre de la ----1 PlantaTermelétrica Bahia Sul Instalación Ubicacion ----1 Mucuri - BA Tipo de tecnologia ----1 UTE Unidade Termelétrica Fecha de entrada em ---------------------------------------------------------------operación Tipo de Sevicio ----1 Auto Produtor de Energia Elétrica Situación Legal ----1 Bahia Sul Celulose S/A Dirección/Persona de -----------------------------------------------------------Contacto Año de referencia -----------------------------------------------------------Potencia Nominal 214,0 MW 1 Potencia Efectiva MW -------------------------------------------------------Eletricidad generada Gwh -------------------------------------------------------% de Energia -----------------------------------------------------------Vendida/Entregada al Servicio Publico Factor de Planta km2 -------------------------------------------------------Eficiencia % -------------------------------------------------------Fuente de Energia ----1 Térmica Empleada Nombre de Fuente 1 ----1 Licor Negro Consumo de Fuente 1 em el año -------------------------------------------------------de referencia Nombre de Fuente 2 ---------------------------------------------------------------Consumo de Fuente 2 ---------------------------------------------------------------em el año de referencia Inversión US$ -------------------------------------------------------Costos de Operación US$/año -------------------------------------------------------US$/año -------------------------------------------------------US$/año -------------------------------------------------------Precio de la energia -------------------------------------------------------cUS$/k vendida Wh Emisiones de CO2 -------------------------------------------------------t que han sido evitadas CO2/año Breve descripción -----------------------------------------------------------Aspectos relevantes -----------------------------------------------------------que hacen que esta instalación merezca un estudio de caso. Fuentes de 1 -------------------------------------------------------Información Parametro Unidad Pais ----Nombre de la ----Instalación Ubicacion ----Tipo de ----tecnologia Fecha de ----entrada em operación Tipo de Sevicio ----Situación Legal ----Dirección/Person ----a de Contacto Año de ----referencia Potencia MW Nominal Potencia Efectiva MW Eletricidad Gwh generada % de Energia ----Vendida/Entrega da al Servicio Publico Factor de Planta km2 Eficiencia % Fuente de ----Energia Empleada Nombre de ----Fuente 1 Consumo de Fuente 1 em el año de referencia Nombre de ----Fuente 2 Consumo de ----Fuente 2 em el año de referencia Inversión US$ Costos de US$/añ Operación o US$/añ o US$/añ o Precio de la cUS$/k energia vendida Wh Emisiones de t Fuente Información 1 Brasil 1 PlantaTermelétrica Aracruz 1 1 Aracruz - ES UTE Unidade Termelétrica ----- ---------------------------------------- 1 1 ----- Auto Produtor de Energia Elétrica e comércio Aracruz Celulose S/A --------------------------------------------------------------- ----- --------------------------------------------------------------- 1 210,4 --------- ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ----- --------------------------------------------------------------- --------1 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 1 Licor Negro ----- --------------------------------------------------------------- ---------- --------------------------------------------------------------- ---------- --------------------------------------------------------------- -------------- ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ----- --------------------------------------------------------------- ----- --------------------------------------------------------------- ----- --------------------------------------------------------------- ----- --------------------------------------------------------------- CO2 que han sido evitadas Breve descripción Aspectos relevantes que hacen que esta instalación merezca un estudio de caso. Fuentes de Información CO2/añ o ----- ----- --------------------------------------------------------------- ----- ----- --------------------------------------------------------------- 1 ----- http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasi l/CombustivelListaUsinas.asp?classe=Biomassa&c ombustivel=15&fase=3 (08 set 2010) Parametro Unidad Pais Nombre de la Instalación Ubicacion Tipo de tecnologia Fecha de entrada em operación Tipo de Sevicio Situación Legal Dirección/Persona de Contacto Año de referencia --------- Fuent Información e 1 Brasil 1 PlantaTermelectrica VCP MS ------------- 1 1 ----- ------------- 1 1 ----- ----- ----- Potencia Nominal Potencia Efectiva MW MW 1 ----- Eletricidad generada Gwh ----- % de Energia Vendida/Entregada al Servicio Publico Factor de Planta ----- ----- km2 ----- % ----- Eficiencia Fuente de Energia ----Empleada Nombre de Fuente 1 ----Consumo de Fuente 1 em el año de referencia Nombre de Fuente 2 ----- 1 1 --------- Consumo de Fuente 2 em el año de referencia Inversión ----- ----- US$ ----- Costos de Operación US$/año ----- US$/año ----- US$/año ----- cUS$/kW h t CO2/año ----- Precio de la energia vendida Emisiones de CO2 que han sido ----- Três Lagoas - MS UTE Unidade Termelétrica -----------------------------------------------------------------------------------------------------------Produtor independente de energia VCP-MS Celulose Sul Mato-Grossense Ltda ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------175,1 -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------Térmica Licor Negro ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- evitadas Breve descripción Aspectos relevantes que hacen que esta instalación merezca un estudio de caso. Fuentes de Información ----- ----- ----- ----- 1 ----- ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidade brasil/CombustivelListaUsinas.asp?classe=Bio massa&combustivel=15&fase=3 (08 set 2010) Parametro Unidad Pais ----Nombre de la ----Instalación Ubicacion ----Tipo de tecnologia ----Fecha de entrada em ----operación Tipo de Sevicio ----Situación Legal ----Dirección/Persona de ----Contacto Año de referencia ----Potencia Nominal MW Potencia Efectiva MW Eletricidad generada Gwh % de Energia ----Vendida/Entregada al Servicio Publico Factor de Planta km2 Eficiencia % Fuente de Energia ----Empleada Nombre de Fuente 1 ----Consumo de Fuente 1 em el año de referencia Nombre de Fuente 2 ----- Fuente Información 1 Brasil 1 PlantaTermelétrica Veracel Consumo de Fuente ----2 em el año de referencia Inversión US$ Costos de Operación US$/año US$/año US$/año Precio de la energia cUS$/kW vendida h Emisiones de CO2 t que han sido CO2/año evitadas Breve descripción ----Aspectos relevantes ----que hacen que esta instalación merezca un estudio de caso. Fuentes de 1 Información -------- 1 1 ----1 1 ----- Eunápolis - BA UTE Unidade Termelétrica -----------------------------------------------------------------Produtor independente de energia Veracel Celulose S/A ---------------------------------------------------- ----1 ------------- ---------------------------------------------------126,6 ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- --------1 ------------------------------------------------------------------------------------------------------Térmica 1 ----- Licor Negro ---------------------------------------------------- -------- ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ------------------------ ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ----- ---------------------------------------------------- --------- ------------------------------------------------------------------------------------------------------- ----- http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidad ebrasil/CombustivelListaUsinas.asp?classe= Biomassa&combustivel=15&fase=3 (08 set 2010) Plantas Nucleares Parametro Pais Nombre de la Instalación Ubicacion Tipo de tecnologia Fecha de entrada em operación Tipo de Sevicio Situación Legal Dirección/P ersona de Contacto Año de referencia Potencia Nominal Potencia Efectiva Eletricidad generada % de Energia Vendida/En tregada al Servicio Publico Factor de Planta Eficiencia Fuente de Energia Empleada Nombre de Fuente 1 Consumo de Fuente 1 em el año de referencia Nombre de Unidad ----- Fuente 2 Brasil Información ----- 2 Angra I (PlantaNuclear Almirante Álvaro Alberto Unidade I) ----- 2 Angra dos Reis - RJ ----- 2 UTN - PlantaTermonuclear ----- 3 01/01/1985 ----- 2 Publica ----- 2 EletrobrásTermonuclear S/A. ----- 1 Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto BR 101 Sul Rodovia Governador Mário Covas, km 517 (Rio Santos) Codigo Postal 23 948-000 – Itaorna 4° Distrito de Angra dos Reis – RJ ----- ----- 2008 MW 2 657 MW ----- Gwh 3 ----- ----- km2 ----- % 3 -----------------------------------------------------------------------------------------------------------95,43 ----- 1 Nuclear ----- 2 Urânio ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ----- -------------------------------------------------------------------------- -----------------------------------------------------------------------------------------------------------3.515,49 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ Fuente 2 Consumo de Fuente 2 em el año de referencia Inversión1 Costos de Operación 2 Precio de la energia vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas --------------------------------------- US$ US$/año US$/año US$/año 3 3 3 3 R$: 1630309000 Operación y Manuntención: 77,18 R$/MWh Combustible : 20,15R$/MW Total : 97,33/MWh cUS$/kW h 3 R$/kWh: 14,523 t CO2/año ----- ----- 1 ----- 2 1 ----- 2 ----- 3 ----- Breve descripción Aspectos relevantes que hacen que esta instalación merezca un estudio de caso. Fuentes de Informació n ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- -----------------------------------------------------------------------------------------------------------La primer planta nuclear brasileña opera com un reator tipo PWR (água presurizada), que es lo mas utilizado nel mundo. A partir de 1985, cuando entro em operación comercial, Angra 1 genera energia suficiente para suprir una capital como Vitoria o Florianopolis, con 1 milhón de habitantes. Esta primera Planta nuclear fue adquirido en forma de "turn key" como un paquete, que no incluía la transferencia de tecnología de los proveedores. Sin embargo, la experiencia acumulada por Eletrobrás Eletronuclear en todos estos años de operación comercial, con indicadores de resultados que superan las de muchas plantas similares, permite a la empresa que actualmente la capacidad para llevar a cabo un programa continuo de mejoras tecnológicas y incorporar últimos avances en la industria nuclear. ¿Cómo, por ejemplo, relizar el cambio de dos de los principales equipos para Angra 1, los generadores de vapor. Con este nuevo equipo, la vida útil de Angra 1 se extiende y estará capaz de generar más energía a Brasil. http://www.eletronuclear.gov.br/tecnologia/index.php?id Secao=2&idCategoria=21 (10 set 2010) http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/Ge racaoTipoFase.asp?tipo=9&fase=3 (10 set 2010) Guia Eletronuclear de Pronta Resposta.Eletronuclear Eletrobrás Termonuclear S.A. Novembro de 2009 Parametro Unidad Fuente ----- 2 ----- 2 --------- 2 2 Brasil Angra II (Usina Nuclear Almirante Álvaro Alberto - Unidade II) Angra dos Reis - RJ UTN - Usina Termonuclear ----- 3 1/2/2001 --------- 2 2 Dirección/Persona de contato ----- 1 Año de referencia Potencia Nominal ----MW ----3 Potencia Efectiva Eletricidad generada % de Energia Vendida/Entregada al Servicio Publico MW ----- Gwh 3 Pública EletrobrásTermonuclear S/A. Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto BR 101 Sul - Rodovia Governador Mário Covas, km 517 (Rio Santos) CEP: 23 948-000 – Itaorna 4° Distrito de Angra dos Reis – RJ 2008 1.350 ----------------------------------------------------------------------------10.488,29 ----- ----- ----------------------------------------------------------------------------- km2 ----- ----------------------------------------------------------------------------- Pais Nombre de la Instalación Ubicacion Tipo de tecnologia Fecha de entrada em operación Tipo de Sevicio Situación Legal Factor de Planta Eficiencia Fuente de Energia Empleada Nombre de Fuente 1 Consumo de Fuente 1 em el año de referencia % Información 3 (anexo- 94,44 1) ----- ----- Nuclear ----- 2 Urânio ----- ----- ----------------------------------------------------------------------------- ----- ----- ----------------------------------------------------------------------------- ----- ----- ----------------------------------------------------------------------------- US$ 3 US$/año 3 US$/año US$/año Precio de la energia cUS$/k vendida Wh t Emisiones de CO2 que CO2/añ han sido evitadas o Breve descripción ----- 3 3 R$: 5.118.813.000 Operación y mManutención: 37,30 R$/MWh Combustible : 17,52R$/MW Total : 54,82R$/MWh 3 cR$/kWh: 14,523 Nombre de Fuente 2 Consumo de Fuente 2 em el año de referencia Inversión1 Costos de Operación 2 ----1 ----------------------------------------------------------------------------És un acuerdo nuclear entre Brasil - Alemaña,la construción y operación de Angra dos se diío juntamente con la trasnferencia de tecnologia para el pais, eso llevo también Brasil a un desarrollo tecnologico proprio. El resultado és la calidad y el Dominio sobre practicamiente todas los pasos de fabricación de energianuclear. Así, la Eletronuclear esta calificada con sus profesionales relaciona al Estado del Arte del setor nuclear. Aspectos relevantes que hacen que esta instalación merezca un estudio de caso. Fuentes de Información ----- 2 1 ----- 2 ----- 3 ----- Angra 2, podría generar energia para abastecer el consumo de una región metropolitana como Curitiba, com dos millones de personas. Tiene el mayor generador electrico del Hemisferio Sul, Angra 2 contribuye com su energia para que los reservorios de agua que sustentan las hidroelectricas seam mantenidos sin comprometer lo fornecimiento de eletricidad de la región economicamente mas importante del pais, el Sudestes. http://www.eletronuclear.gov.br/tecnologia/in dex.php?idSecao=2&idCategoria=21 (10 set 2010) http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacida debrasil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=9&fase =3 (10 set 2010) Guia Eletronuclear de Pronta Resposta.Eletronuclear Eletrobrás Termonuclear S.A. Novembro de 2009 Usinas Eólicas Parametro Unidad Pais ----Nombre de la ----Instalación Ubicacion ----Tipo de ----tecnologia Fecha de ----entrada em operación Tipo de ----Sevicio Situación ----Legal Dirección/Pers ona de ----Contacto Año de ----referencia Potencia MW Nominal Potencia MW Efectiva Eletricidad Gwh generada % de Energia Vendida/Entre ----gada al Servicio Publico Factor de km2 Planta Eficiencia Fuente de Energia Empleada Nombre de Fuente 1 Consumo de Fuente 1 em el año de referencia Nombre de Fuente 2 Consumo de Fuente 2 em el año de referencia Inversión Fuente 2 Información Brasil 2 Canoa Quebrada 2 Aracati - CE 2 Eolielectrica 1 dez/08 2 Productor independiente de energia 2 Rosa dos Ventos Geração e Comercialização de Energia S.A. ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- 2009 2 10,5 ANEXO 4,515 3 1 ----- ----- 29,00 ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- % ----- ----- 2 Eolica ----- 2 Viento ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ US$ 1 70.000.000,00 Costos de US$/añ Operación o Precio de la cUS$/k energia Wh vendida Emisiones de t CO2 que han CO2/añ sido evitadas o Breve ----descripción Aspectos relevantes que hacen que esta ----instalación merezca un estudio de caso. Fuentes de Información ----1 -----------------------------------------------------------------------------------------------------------24,7 cR$/kWh ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 1 ----- 2 ----- Contacto directo con la empresa - Rosa dos Ventos Geração e comércio S/A (17 set 2010) http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebra sil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=7&fase=3 (18 set 2010) Parametro Pais Nombre de la Instalación Ubicacion Tipo de tecnologia Fecha de entrada em operación Tipo de Sevicio Situación Legal Dirección/Person a de Contacto Año de referencia Potencia Nominal Potencia Efectiva Eletricidad generada % de Energia Vendida/Entrega da al Servicio Publico Factor de Planta Eficiencia Fuente de Energia Empleada Nombre de Fuente 1 Consumo de Fuente 1 em el año de referencia Nombre de Fuente 2 Consumo de Fuente 2 em el año de referencia Inversión Costos de Operación Precio de la energia vendida Unidad ----- Fuente 2 Información ----- 2 Praia Formosa ----- 2 Camocim - CE ----- 2 Eolielectrica ----- 1 26/8/2009 ----- 2 ----- 2 ----- ----- Productor independiente de energía Eólica Formosa Geração e Comercialização de Energia S.A. ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ----- 2009 MW 2 MW 1 105 104 Gwh 1 416,68 ----- ----- km2 ----- % ----- ----- 2 Eolica ----- 2 Viento ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ US$ ----- US$/año ----- cUS$/k Wh ----- Brasil ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Emisiones de CO2 que han sido evitadas Breve descripción Aspectos relevantes que hacen que esta instalación merezca un estudio de caso. t CO2/añ o ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 1 ----- 2 ----- Fuentes de Información Parametro Pais Nombre de la Instalación Ubicacion Tipo de tecnologia Fecha de entrada em operación Tipo de Sevicio Situación Legal Dirección/Persona de Contacto http://www.siif.com.br/projetos/formosa.htm (18 set 2010) http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebr asil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=7&fase=3 (17 set 2010) Unidad Fuente Información ----2 Brasil Parque Eólico Ventos do Sul ( Formado por ----2 três parques eólicos: Sagradouro, Índios e Osório) ----2 Osório - RS ----2 Eolielectrica ----- 1 --------- 2 1 ----- 1 ----- ----- MW 1 Potencia Efectiva MW ----- Eletricidad generada % de Energia Vendida/Entregada al Servicio Publico Gwh ----- ----- ----- km2 ----- % ----- ----- 2 --------- 2 ----- Año de referencia Potencia Nominal Factor de Planta Eficiencia Fuente de Energia Empleada Nombre de Fuente 1 Consumo de Fuente 1 1/4/2006 Productor independiente de energía Ventos do Sul S/A Rodovia: RST 101 km 4,5 CEP 95520-000 -----------------------------------------------------------------------------------------------------------150 ( 50 MW cada parque) -------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------Eolica Viento ------------------------------------------------------------ em el año de referencia Nombre de Fuente 2 Consumo de Fuente 2 em el año de referencia Inversión Costos de Operación Precio de la energia vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas ----- ----- ----- ----- US$ US$/a ño cUS$/ kWh t CO2/a ño ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 1 ----- 2 ----- Breve descripción Aspectos relevantes que hacen que esta instalación merezca un estudio de caso. Fuentes de Información Parametro Pais Nombre de la Instalación Ubicacion Tipo de tecnologia Fecha de entrada em operación Tipo de Sevicio Situación Legal Dirección/Persona de Contacto Año de referencia Potencia Nominal Potencia Efectiva Eletricidad generada % de Energia ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- Unida d ----- 2 --------- 2 2 ----- 1 ----- ----MW MW Gwh ----- 1 Fue nte 2 Brasil ----- --------- ----- -----------------------------------------------------------------------------------------------------------148.325 http://www.ventosdosul.com.br (18 set 2010) http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidad ebrasil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=7&fase=3 Información Planta Eólica de Palmas - PAL Palmas - PR EOL - Central Generadora Eolioelectrica 1/2/1999 2 Pública 2 Copel - Compañia Paranaense de Energía Contacto: - Paulo Renato Carvalho Aleixo Kloss, 145 - Casa 03 Copel Técnico Industrial de Eletrotécnica Especializado 1 Curitiba Paraná Codigo Postal - 81200-310 email: - paulocar@copel.com ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------2 2,5 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------1 no Vendida/Entregada al Servicio Publico Factor de Planta Eficiencia Fuente de Energia Empleada Nombre de Fuente 1 Consumo de Fuente 1 em el año de referencia Nombre de Fuente 2 Consumo de Fuente 2 em el año de referencia km2 % ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ----- Eolica ----- 2 Viento ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ------------------------------------------------------------------------US$ ----Inversión -----------------------------------Costos de US$/a ----------------------------------------------------------------------------Operación ño -----------------------------------Precio de la energia cUS$/ ----------------------------------------------------------------------------vendida kWh -----------------------------------Emisiones de CO2 t ------------------------------------------------------------------------que han sido CO2/a ---------------------------------------evitadas ño --------------------------------------------------------------------------------Breve descripción -----------------------------------Aspectos relevantes que --------------------------------------------------------------------------------hacen que esta -----------------------------------instalación merezca un estudio de caso. 1 ----- Contacto directo con la empresa - Copel (17 set 2010) Fuentes de http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/G Información 2 ----eracaoTipoFase.asp?tipo=7&fase=3 (15 set 2010) UHE – Unidad Hidroelectrica Parametro Pais Nombre de la Instalación Ubicacion Tipo de tecnologia Fecha de entrada em operación Tipo de Sevicio Situación Legal Dirección/Person a de Contacto Año de referencia Potencia Nominal Potencia Efectiva Eletricidad generada % de Energia Vendida/Entrega da al Servicio Publico Factor de Planta Eficiencia Fuente de Energia Empleada Nombre de Fuente 1 Consumo de Fuente 1 em el año de referencia Nombre de Fuente 2 Consumo de Fuente 2 em el año de referencia Inversión Unidad --------- Fuent e 2 Brasil Información 2 PlantaHidroelectrica de Itaipu Binaciona ----- 1 Rio Paraná, frontera entre Brasil y Paraguay, 14 km hacia de la Puent de la Amistad, Foz do Iguaçu – Br con Ciudad del Este - PY. ----- 2 ----- 1 --------- 2 2 ----- 1 ----- ----- MW 1 MW 1 14.000 9.854 Gwh 1 91.651,81 % ----- km2 ----- % ----- ----- ----- Hidraulica ----- ----- -------------------------------------------------------------------------------------------------------- ----- ----- -------------------------------------------------------------------------------------------------------- ----- ----- -------------------------------------------------------------------------------------------------------- ----- ----- -------------------------------------------------------------------------------------------------------- US$ 1 UHE - PlantaHidroelectrica de Energia 5/5/1984 Pública – Derechos unicos Itaipu Binacional Avenida Tancredo Neves, n° 6.731 Foz do Iguaçu – PR 2.009 100 --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 11,8 mil millones Costos de Operación Precio de la energia vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas US$/añ o cUS$/k Wh t CO2/añ o ----- -------------------------------------------------------------------------------------------------------- ----- cR$/kWh: 1,695 ----- -------------------------------------------------------------------------------------------------------- Breve descripción ----- 1 Aspectos relevantes que hacen que esta instalación merezca un estudio de caso. ----- 1 1 ----- 2 ----- Fuentes de Información La planta de Itaipu es atualmente la mayor planta em produción del Mundo. Com 20 unidads generadoras y 14.000 MW de potencia, Com 20 unidades geradoras e 14.000 MW de potência instalada, abastece 18,9% de la energia consumida em Brasil y aproximadamiente 80% del consumo paraguayo Aunque sea la mayor planta de energia hidroelectrica del mundo, la energia produzida por Itaipu em 2009, seria suficiente para suprir todo el consumo mundial por casi 2 dias dias; el consumo de um pais como Argentia por 10 meses y a Paraguay por 9 años. Admás, podría suprir el consum de 21 ciudads como Curtiba por un año. http://www.itaipu.gov.br http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/ GeracaoTipoFase.asp?tipo=1&fase=3 Parametro Pais Nombre de la Instalación Unidad ----- Fuente 2 ----- 1 PlantaIlha Solteira Ubicacion ----- 2 Ilha Solteira - SP Selvíria - MS ----- 2 ----- 1 ----- 2 ----- 2 ----- 1 ----- ----- MW 2 MW ----- Tipo de tecnologia Fecha de entrada em operación Tipo de Sevicio Situación Legal Dirección/P ersona de Contacto Año de referencia Potencia Nominal Potencia Efectiva Información Brasil UHE – Planta Hidroelectrica de Energia 1978 Pública CESP - Compañia Energetica de São Paulo Rodovia Ilha Solteira/Guadalupe do Alto Paraná, km 7 -----------------------------------------------------------------------------------------------------------3.440 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ Eletricidad generada % de Energia Vendida/En tregada al Servicio Publico Factor de Planta Eficiencia Fuente de Energia Empleada Nombre de Fuente 1 Consumo de Fuente 1 en el año de referencia Nombre de Fuente 2 Consumo de Fuente 2 en el año de referencia Inversión Costos de Operación Precio de la energia vendida Emisiones de CO2 que han sido evitadas Breve descripción Aspectos relevantes que hacen que esta instalación merezca Gwh ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ km2 1 % ----- ----- ----- Hidraulica ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ US$ ----- US$/ano ----- cUS$/k Wh ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ t CO2/an o ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 1 La planta hidroelectrica Iha Solteira és la mayor planta de CESP y de la Província de São Paulo, considerando que és la tercera mayor del Brasil. . La potencia és de 3.444,0 MW e tiene 20 unidads generadoras com turbinas tipo Francis. ----- ----- 1 1.195 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- És una planta com alto desempeño operacional, aunque su produción de energia electrica és de fundamental imporatancia para el control de tensión y frecuencia del SIN – Sistema Interligado Nacional. un estudio de caso. 1 ----- 2 ----- ----- ----- Fuentes de Informació n EXTRA Parametro Unidad Pais ----Nombre de la ----Instalación Ubicacion ----Tipo de tecnologia ----Fecha de entrada ----em operación Tipo de Sevicio ----Situación Legal ----- http://www.cesp.com.br/portalCesp/portal.nsf/V03. 02/Empresa_UsinaIlha?OpenDocument&Menu=5 - menu_lateral@@002_004_001 http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebra sil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=1&fase=3 Informaciones interesantes se encuentran nel anexo C. Fuente 2 1 1 2 1 2 1 Información Brasil Planta Hidroelectrica Governador Bento Munhoz da Rocha Netto - UHE GBM Pinhão - PR UHE – Planta Hidroelectrica de Energia 30/9/1980 Pública Copel - Compañia Paranaense de Energía Contacto: - Paulo Renato Carvalho Aleixo Kloss, 145 - Casa 03 Copel - Compañia Paranaense de Energía Técnico Industrial de Eletrotecnica Especializado Curitiba Paraná Codigo Postal - 81200-310 2009 1.676,00 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ Dirección/Persona de Contacto ----- 1 Año de referencia Potencia Nominal ----MW 1 1 Potencia Efectiva Eletricidad generada % de Energia Vendida/Entregad a al Servicio Publico Factor de Planta Eficiencia Fuente de Energia Empleada Nombre de Fuente 1 Consumo de Fuente 1 em el MW ----- Gwh ----- % ----- 0,00 km2 % 1 ----- 165,00 99,99 ----- ----- Hidraulica ----- ----- ----- ----- 5.124,74 ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- año de referencia Nombre de Fuente 2 Consumo de Fuente 2 em el año de referencia ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ----Inversión Costos de US$/a Operación no Precio de la cUS$/ energia vendida kWh Emisiones de CO2 t que han sido CO2/a evitadas no ------------- ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ Breve descripción ----- ----- La planta Governador Bento Munhoz da Rocha Netto és la mayor planta del Copel. Tiene capacidad 1.676 MW de potencia. Su construción provoco la desativación dela planta Salto Grande, nel Rio Iguaçu, essa era el primer aprovechamiento del rio Iguaçu com 15.2 MW. Aspectos relevantes que hacen que esta instalación merezca un estudio de caso. ----- ----- ------------------------------------------------------------------------------------------------------------ 1 ----- 2 ----- Fuentes de Información Contacto directo con la empresa - Copel (17 set 2010) http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidade brasil/GeracaoTipoFase.asp?tipo=1&fase=3 Anexo 2. A Angra 1 Consumo para la operación Produz Eficiencia Tasa da energia: MW 30 657 MW % 95,43 El valor utilizado por la Eletronuclear, nel contracto de compra y venta de energia eletrica com FUMAS es de $82 por MWh, como cuensta em la Resolución de Agencia Nacional de Energia Electrica (ANEEL) nº. 916, de 08/12/2009. Essa tarifa es válida hasta 4 de diciembre de 2010. Anexo 2. B Angra 2 Consumo para la operación Produz Eficiencia Tasa da energia: MW 75 1.350 MW % 94,44 El valor utilizado por la Eletronuclear, nel contracto de compra y venta de energia eletrica com FUMAS es de $82 por MWh, como cuensta em la Resolución de Agencia Nacional de Energia Electrica (ANEEL) nº. 916, de 08/12/2009. Essa tarifa es válida hasta 4 de diciembre de 2010. ANEXO 3 - Registro fotografico de la Granja de San Pedro (Colombari) – Fuente: Sr. Colombari e Equipo CIH. La producción agropecuaria de cerdos y vista parcial del biodigestor y sala de maquinas) (Vista general de los dos biodigestores existentes) (Conjunto motor-generador) (Painel de control de la producción de energia eletrica) (Conexión de energia produzida em la red rede de distribuición) (Control de biogas producido para creditos de carbono) (FLAIR – Quemador de biogás excedente) ANEXO 4 - Registro fotografico de la PCH SÃO FRANCISCO - Fuente: Equipo CIH. Área del embalse de la PCH SÃO FRANCISCO antes de llenar el lago Vista de la presa aguas arriba y parcial del embalse Vista de la presa aguas abajo Canal de desvio para la condución al conduto forzado Conduto forzado hasta la casa de maquinas Vista de la casa de maquinas y maquinarias Panel de control Proyección del embalse lleno (OCTUBRE 2010)
