Energía de Fuentes Renovables

Energía de Fuentes
Renovables
Dr. Gustavo A. Pérez Munguía
Tres elementos dominan el panorama de la
generación de la energía eléctrica, la
sobrepoblación, el fin de la época del petróleo
(barato) y el cambio climático. Estas nuevas
condiciones implican que las EEE (Empresas
de Energía Eléctrica) tengan que hacer serias
reformas a su modo de operar para poder
sobrevivir en un mundo donde el ahorro y la
responsabilidad social están a la orden del
día.
Gustavo A. Pérez M.
12/30/2010
ENERGÍA DE FUENTES RENOVABLES
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
SITUACIÓN ACTUAL
1.1
La historia del consumo eléctrico
1.2
La producción de energía en Honduras
1.3
Situación de riesgo
1.4
Vulnerabilidad de los sistemas
1.5
Generación
1.6
Transmisión
1.7
Distribución
LA ENERGÍA ELÉCTRICA
2.1
Generación
2.2
Transmisión
2.3
Distribución
2.4
Las pérdidas no técnicas
FUENTES DE ENERGÍA
3.1
El petróleo
3.2
El gas natural
3.3
El carbón
3.4
La energía nuclear
3.5
La energía solar
3.6
La energía hidroeléctrica
3.7
La biomasa
3.8
La energía eólica
3.9
Los biocombustibles
3.10 La energía geotérmica
INICIATIVAS MUNDIALES
4.1
El abandono del carbón y el petróleo
4.2
El ahorro
4.3
La red inteligente
EL TRANSPORTE
5.1
Tendencias mundiales del transporte
5.2
Transporte en Honduras
RECURSOS HUMANOS FORMACIÓN Y DESARROLLO
6.1
Áreas prioritarias
6.2
Posgrados
6.3
Investigación
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
2
1
SITUACIÓN ACTUAL
1.1
La historia del consumo eléctrico
Las empresas de energía eléctrica llamadas en otros tiempos empresas de luz
y fuerza han tenido una larga evolución en todo el mundo y en América
Latina en particular.
Las primeras empresas surgen de los esfuerzos pioneros de Thomas Alba
Edison y Nikola Tesla. Mientras Tesla proponía el sistema de corriente alterna
que se propaga mejor por la red a bajos voltajes, Edison proponía un sistema
de corriente directa que se propaga mal a bajos voltajes pero que es muy
eficiente a alto voltaje. La energía eléctrica como predicado comercial se
estableció al final con el sistema de Tesla y el apoyo de la General Electric.
La historia del consumo eléctrico en gran escala comienza en 1885 en Muncie
Indiana, EE.UU., con Samuel Insull un ex-empleado de Thomas Edison que se
transformó en el gerente de una de las primeras compañías de energía
eléctrica del mundo Commonwealth Edison, quien en una mezcla de
tecnología y economía entre oferta y demanda construyó las reglas que hasta
hoy rigen las EEE.
Los cuatro pilares del pensamiento de Insull eran:
1) Era más barato dar servicio a los usuarios a través de la mayor red de
transmisión y distribución posible. Insull llamaba a esto el consumo masivo.
2) La producción en gran escala, o la industria con atributos de monopolio.
3) Los costos disminuyen cuando la demanda crece, cuanto más consume el
cliente mas descuentos se le dan.
4) Con menores costos de producción y la necesidad de grandes inversiones
de capital la industria eléctrica se beneficia de la regulación de ésta.
Con eso y durante las cuatro décadas siguientes las EEE en Estados Unidos se
consolidaron convirtiéndose en conglomerados gigantescos, para 1950 el
hogar estadounidense promedio consumía 138 kilovatios-hora (KW-h)
actualmente en 2010 consume 1000 KW-h.
3
Consumo Energético y fuentes primarias de Energía en EE.UU. desde 1850.
Figura 1: Consumo energético.
Durante este último siglo la producción de energía en el mundo ha
aumentado por un factor de 100, esa energía se produce entre 83% al 90% de
combustibles fósiles carbón, petróleo y gas natural. 6% es energía nuclear y
9% aproximadamente es energía renovable. Resultado de esta combustión ha
sido el CO2 que ha alterado la composición química de la atmósfera.
Mientras el USGS ha estimado que las reservas de combustibles fósiles son
suficientemente amplias para proveer un crecimiento de 50% en la economía
hasta el 2030, otro grupo de científicos ha previsto que a partir del 2007 las
reservas de combustibles fósiles han empezado a declinar y serán mucho más
reducidas en el 2030. De los combustibles fósiles el carbón es el más
contaminante y el gas natural el más limpio. Sin embargo, no podemos
ignorar que ya sea por su costo, por la contaminación o la simple producción
de calor en la atmósfera, la producción de energía, aun la energía solar, no
puede continuar al ritmo del siglo pasado y que para las EEE la palabra de
moda es ahorro y no generación; cómo producir más con menos energía,
cómo contabilizar mejor la energía y utilizar solo la que es estrictamente
necesaria.
4
En la medida que esto sucede surge una equivalencia cada vez más notoria;
Energía=Dinero y de la misma forma que el dinero no lo botamos y
quemamos no podemos darnos el lujo ya seamos ricos o pobres de
desperdiciar la energía.
Consumo de petróleo mundial y reservas comprobadas.
Figura 2: Consumo de petróleo.
1.2
La producción de energía en Honduras
La generación de energía eléctrica se inicia en Honduras por las compañías
mineras establecidas en San Juancito y otras empresas que tenían sus propias
hidroeléctricas, hay que recordar que en el pasado pequeñas comunidades
tenían sus propias hidroeléctricas construidas con represas pequeñas y
basadas en desniveles modestos. En los años 30 empezaron a aparecer
compañías que dotadas de algunos motores movidos a derivados del petróleo
vendían energía eléctrica en su localidad, barrio o pueblo pero estas ventas
estaban sujetas a disputas y diferencias políticas.
Producción total de energía en Honduras
Honduras no posee combustibles fósiles y toda la energía que produce es renovable.
5
Producción total de energía de Honduras por año.
Figura 3: Producción de energía en Honduras.
Producción total de energía de Honduras por año.
La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), fue creada por La Junta
Militar de Gobierno, mediante Decreto Ley Número 48, el 20 de febrero de
1957, y trae a Honduras la visión de Insull. Es un organismo autónomo, de
servicio al público, con personería jurídica, patrimonio propio y de duración
indefinida. (La regulación del Estado)
Cuando se organizó la ENEE, cada ciudad del país era servida en forma
aislada por pequeñas unidades generadoras, en su mayoría movidas por
motores diesel, que pertenecían a las municipalidades, Juntas de Desarrollo,
al Estado o a Empresas Privadas. Con la creación de la ENEE se buscó lograr
la electrificación nacional, en base al uso racional de los recursos naturales del
país aprovechando los beneficios de la economía de escala. (La red a nivel
nacional)
6
El primer gran proyecto de la ENEE, fue la Central Hidroeléctrica de
Cañaveral, como parte del desarrollo del potencial del Lago de Yojoa y de Río
Lindo. Este proyecto también incluía la construcción de líneas de transmisión
y sub-estaciones de alto voltaje, necesarias para conectar esta central con los
principales centros de demanda del país. (La economía de escala)
Vista parcial de la represa Francisco Morazán.
Así se inicia lo que es hoy, el Sistema Interconectado a nivel nacional; es decir,
una red de transmisión eléctrica, que cubre las principales regiones del país a
la cual están conectadas las centrales generadoras y los diferentes centros de
consumo.
7
Producción de energía eléctrica por fuente en la subregión.
8 989.5
9000
7 940.4
8000
6 333.6
7000
6 286.7
1 037.5
Carbón
Petróleo
16 232.4
Otro Renovable 3 216.6
17 747.4
Hidro
Total
38 233.8
5 749.1
6000
5000
GWh
4000
2 934.6
3000
2000
1000
0
Costa Rica
Guatemala
Honduras
Panamá
El Salvador
Nicaragua
4120.1
2617.9
2668.4
2422.9
1293
211.1
1787.7
300.6
1037.5
Carbón
739.3
3663.8
Otro Renovable
1479.6
232.9
Hidro
6770.6
3006.2
Petróleo
2213.5
3668.8
Figura 4: Producción de Energía Eléctrica por fuente.
Producción de energía eléctrica de combustibles fósiles.
Figura 5: Generación de combustibles fósiles.
8
9
Potencia eléctrica de Honduras 1967-2009.
Tipo de Central
Año
Plantas Estatales
1967
1968
1969
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Hidráulica
31.0
31.6
31.6
30.2
70.2
70.2
68.6
68.6
68.6
68.7
68.7
108.7
108.8
108.8
108.8
131.3
131.3
131.3
424.3
424.4
432.4
432.4
432.4
432.4
432.4
431.0
433.5
432.7
432.7
432.7
432.7
432.7
432.7
434.4
434.4
464.4
464.4
464.4
464.4
464.4
464.4
464.4
464.4
MDMV
15.7
27.4
27.7
30.7
31.3
31.9
21.1
50.4
48.9
48.9
51.3
51.8
52.8
84.1
85.6
83.7
83.3
113.8
103.3
103.3
103.3
103.8
104.8
99.8
89.4
88.4
88.6
92.9
93.2
92.8
92.8
93.6
94.0
92.8
93.2
92.7
92.7
91.6
91.6
91.6
91.6
91.6
91.6
Plantas Privadas
T. Gas
------15.0
15.0
28.6
28.6
28.6
28.6
28.6
28.6
28.6
28.6
28.6
28.6
28.6
28.6
28.6
28.6
28.6
28.6
28.6
28.6
15.0
15.0
15.0
15.0
18.0
76.5
76.5
76.5
63.0
63.0
63.0
63.0
33.0
33.0
33.0
33.0
33.0
33.0
33.0
33.0
Hidráulica
------------------------------------------------------0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
1.3
2.5
10.5
14.7
38.5
55.3
57.5
57.5
MDMV
------------------------------------------------------20.5
107.7
84.5
84.5
130.7
288.2
288.2
290.7
395.7
395.7
609.9
823.8
821.2
816.8
824.8
828.4
T. Gas
--------------------------------------------------------39.5
39.5
39.5
39.5
39.5
39.5
39.5
39.5
39.5
39.5
39.5
39.5
39.5
39.5
39.5
Variación
BIOMASA
------------------------------------------------------------1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
17.0
17.0
30.0
59.8
59.8
67.8
81.8
91.4
Total
Anual %
46.79
59.05
59.25
75.89
116.50
130.68
118.30
147.64
146.12
146.14
148.55
189.02
190.12
221.47
222.97
243.57
243.14
273.69
556.20
556.30
564.30
564.80
565.80
547.20
536.80
534.40
537.10
564.90
750.40
726.80
728.32
761.77
919.71
920.20
923.10
1,043.62
1,044.85
1,279.91
1,526.80
1,548.01
1,568.32
1,592.58
1,605.79
-0.2
26.2
0.3
28.1
53.5
12.2
-9.5
24.8
-1.0
0.0
1.7
27.2
0.6
16.5
0.7
9.2
-0.2
12.6
103.2
0.0
1.4
0.1
0.2
-3.3
-1.9
-0.4
0.5
5.2
32.8
-3.1
0.0
4.6
20.8
0.05
0.32
13.24
0.12
22.40
19.38
1.39
1.31
1.55
0.83
10
Curva paramétrica de la producción de energía de la ENEE.
7
Log de la energía en GigaWatts
6
5
1980
1990
2000
Curva paramétrica del gráfico semilog de la producción de energía de la
ENEE. El tiempo está en años 1983 etc. y los ejes en el logaritmo natural de los
Gigawatts.
E=0.07832𝑡 − 149.7386
La crisis energética
Debido a un crecimiento anual de la demanda de electricidad de 8%, las
necesidades energéticas de Honduras rápidamente agotaron la super oferta
energética disponible. A partir de 1992, con un prolongado período de
sequías en la región centroamericana, un mal manejo de las reservas de agua
de la represa Francisco Morazán, además de fallas técnicas de construcción de
la represa que permiten una significativa fuga de agua, la central
hidroeléctrica de El Cajón perdió mucho de su reserva de agua. En 1993, con
el evento de la campaña electoral, el gobierno de entonces, pospuso la
necesidad de un pequeño racionamiento de energía eléctrica. Con la elección
de un nuevo gobierno de oposición en 1994, la nueva administración afrontó
con niveles muy bajos de reserva de agua y fue obligada a empezar de
inmediato con un fuerte programa de racionamiento de energía, con cortes
11
diarios de hasta 12 horas por un período de ocho meses, de abril a diciembre
de 1994.
Así, el año de 1994 se caracterizó por una marcada crisis de abastecimiento
con un déficit energético de 120 MW y un agudo problema financiero, que
hubiera resultado inmanejable para la ENEE sin el concurso entero de la
ciudadanía. Además, el incremento de las pérdidas técnicas pasaron de un
15% a un 29% y el manejo financiero no apropiado de los recursos,
impactaron negativamente en el estado financiero de la empresa, lo que no
permitió en ese momento atender la deuda de aproximadamente U.S.$ 410
millones, ni incrementar la generación/transmisión/distribución y con ello
atender la demanda de todos los sectores usuarios.
Con la crisis establecida, el gobierno retomó muy costosamente la operación
de antiguas plantas térmicas existentes, que por falta de mantenimiento se
encontraban en completo abandono o ya habían sido vendidas parcialmente.
Estas antiguas plantas necesitaban significativas reparaciones y capital, lo que
fue un proceso lento de restauración. También, bajo decreto presidencial, el
gobierno solicitó a la empresa privada, inversión de urgencia para instalar
plantas térmicas con fines de solventar la crisis energética.
Además, de inmediato se observó la ausencia de una política energética
nacional, que pudiera direccionar estratégicamente el desarrollo energético de
Honduras. En este período de crisis, se propuso, se discutió y se aprobó en el
Congreso Nacional una ley marco para el subsector eléctrico que básicamente
abrió las oportunidades de generación/transmisión/distribución de energía
al sector privado, desmonopolizando el papel del Estado en este subsector, y
definiendo prioridades a mediano y a largo plazo para las fuentes renovables
de energía. Asimismo, se estableció la creación del gabinete energético, un
consejo de ministros que definiría la política energética nacional, asesorado
por un comité técnico permanente.
Cabe
mencionar
que
la
primera
experiencia
de
generación/transmisión/distribución a nivel privado en Honduras se
desarrolló en 1992, cuando se constituyó la primera empresa privada para
generación y distribución, la Roatán Electric Corporation, RECO, a la cual la
ENEE vendió el sistema de las Islas de la Bahía. Como se observa en la Tabla
Potencia eléctrica de Honduras, la participación de cada fuente de energía en
12
la generación en el país de 1985 hasta 1994, se aprecia el incremento de
participación de la energía térmica y comprada y el descenso de la
participación de la energía hidráulica en los últimos tres años.
Porcentaje de la población hondureña con y sin servicio de energía eléctrica.
Población
Número de
personas
Población con
electricidad
Población sin
electricidad
Urbana
2.044.000
82%
18%
Rural
2.845.000
29%
71%
Nacional
4.889.000
2.501.130 (51%)
2.387.870 (49%)
Fuente: PNUD/SECPLAN 1992 y Plan Maestro de Energía, ENEE/ACDI 1993.
Población con acceso a electricidad en 2008 y 2010.
Electrificación en %
Promedio
71.4
79.5
Urbana
97.9
98.7
Rural
45.0
60.4
Fuente: INE.
Utilización de la energía sector residencial de Honduras INE 2010.
9.8
1.3
2.1
86.9
Leña
Electricidad
GLP
Kerosen
13
1.3
Situación de riesgo
En esta sección vamos a analizar la situación de riesgo de Honduras debido al
cambio climático. Algunas de las situaciones de riesgo nos ponen en situación
de vulnerabilidad en relación a la producción de energía que analizaremos en
la próxima sección.
El principal riesgo de Honduras y su principal vulnerabilidad es el rápido
crecimiento de la población. En un período de 50 años la población pasó de1
millón de personas en 1950 a más de 6 millones en el 2000.Este fenómeno se
dio como en todas partes del mundo menos desarrollado, debido a la
presencia de una fuente de energía segura y barata, el petróleo. Mientras los
países desarrollados aumentaban su nivel de vida con el petróleo, nuestra
población crecía de forma desordenada.
Población y PIBH en el siglo XX.
Área
1913-1950
1950-1973
1973-1998
1950-1998
1913-1998
Factor
EE.UU. + Canadá
2,77
3,95
2,94
3,42
3,14
23,10
Latinoamérica
3,37
5,19
2,98
4,04
3,75
42,52
Europa occidental
1,18
4,70
2,09
3,34
2,40
11,02
Mundo
POBLACIÓN
1,83
4,79
2,97
3,84
2,97
19,49
EE.UU. + Canadá
1,24
1,54
1,01
1,26
1,25
3,49
Latinoamérica
1,95
2,69
1,99
2,33
2,16
8,67
Europa occidental
0,42
0,70
0,32
0,50
0,47
1,60
Mundo
0,93
1,90
1,65
1,77
1,40
4,06
EE.UU. + Canadá
1,53
2,41
1,93
2,16
1,89
6,62
Latinoamérica
1,42
2,50
0,99
1,71
1,59
4,90
Europa occidental
0,76
4,00
1,77
2,84
1,93
6,89
Mundo
0,90
2,89
1,32
2,07
1,56
4,76
PIB
PIBH
NOTA: La última columna es el factor de cambio en un siglo según las tasas anuales del período 1913-1998.
Esta masa de personas sin educación en el sentido general de carencia de
conocimientos y principios morales se desplazó a los antiguos centros de
producción que eran la costa norte con la producción del banano y
Tegucigalpa que era el centro del poder político. Sin embargo, ninguno de los
dos destinos era adecuado para ser habitado por grandes cantidades de seres
humanos. Por un lado, las tierras de la costa norte aún cuando son aptas para
el cultivo resultan muy bajas e inundables y por otro Tegucigalpa una antigua
14
ciudad de montañas y bosques que por el crecimiento humano se deforestó y
es ahora sujeto de derrumbes inundaciones y sequías.
Si la vulnerabilidad de una población se puede caracterizar por su número de
defunciones en situaciones de crisis, Honduras resulta ser uno de los países
más vulnerables. Si hay inundaciones y lluvias hay muertos, si hay sequía hay
muertos, si hay enfermedades: gripes, leptospirosis, dengue etc. hay muertos
y más muertos, si nada de eso pasa hay muertos y más muertos por la
violencia y el crimen, los accidentes de tránsito, por el descuido y la
negligencia, por la emigración hacia Estados Unidos, eso hace de Honduras
un país altamente vulnerable.
15
Población mundial y proyecciones de Naciones Unidas.
16
1.4
Vulnerabilidad de los sistemas
La vulnerabilidad del sistema eléctrico hondureño se puede caracterizar en
los aspectos siguientes:
Económico
La principal vulnerabilidad de la ENEE la constituyen su manipulación
política de parte de: gobierno central, sindicato de trabajadores y además,
por el irrespeto a las decisiones de la CNE.
La Ley Marco del Subsector Eléctrico de 1994, asigna la formulación de
políticas a un Gabinete Energético presidido por el Presidente de la
República, con la Secretaría de Recursos Naturales y Ambiente (SERNA)
como secretaría y coordinadora. Se creó un organismo regulador, la Comisión
Nacional de Energía CNE, para encargarse, entre otros asuntos, de los
siguientes:






Supervisar los convenios de venta de energía firmados por las
compañías de distribución;
Aprobar las normas relativas a calidad, confiabilidad y seguridad del
servicio;
Supervisar y hacer cumplir las leyes y normas;
Aprobar las tarifas y proponer costos marginales costos marginales
medios a corto plazo;
Aprobar programas de expansión del sistema;
Presentar ante la Secretaría del Ambiente para su aprobación los
acuerdos de compra y venta de energía que la ENEE pretenda firmar.
En realidad el Gabinete Energético se ha reunido menos de una vez por año
desde su creación. Además, la SERNA, como secretaría y coordinadora del
Gabinete, no ha tomado medidas para establecer la agenda y proporcionar el
trabajo de base técnico para la toma de decisiones. La CNE ha tenido un papel
marginal debido a la falta de apoyo político y de recursos. Como resultado de
este vacío en el gabinete, el servicio público nacional de la ENEE (Empresa
Nacional de Energía Eléctrica) se ha convertido en la referencia
predeterminada en asuntos energéticos, y es consultada por el gobierno
incluso sobre temas relativos a la formulación de políticas y regulación, lo que
17
contribuye a una débil separación de funciones entre el servicio público, el
organismo regulador y la secretaría de estado.
La ENEE está dirigida por una junta directiva presidida por la Secretaría de
Recursos Naturales y Ambiente (SERNA) e integrada por las Secretarías de
Obras Públicas, Transporte y Vivienda; Finanzas, Industria y Comercio;
Cooperación Internacional y un representante del Consejo Hondureño de la
Empresa Privada (COHEP). La junta designa un gerente general que actúa
como su secretario pero que no tiene voto.
Las inversiones en transmisión y sub-transmisión continúan demorándose
debido a limitaciones financieras. Si esta situación se prolongara, aumentaría
la frecuencia de los apagones y sería difícil reducir los costos de operación y
las pérdidas técnicas.
En el período 2001-2006, las pérdidas de electricidad aumentaron desde cerca
del 20% al 25%, en comparación con el 8% en Chile y casi el 30% en
Nicaragua. Este nivel de pérdidas relativamente alto se debe principalmente
al hurto, al fraude y a las conexiones ilegales. En un estudio reciente se estimó
que las pérdidas técnicas son de cerca del 10%, lo que implica que las
pérdidas comerciales actuales son de alrededor del 15%, el 30% de las cuales
corresponde a fraude, el 29% a contratos ilegales y el 29% a errores de
facturación.
1.5
Generación
Según la Ley Marco del Subsector Eléctrico de 1994, la generación puede estar
a cargo de entidades estatales, de propiedad mixta o privadas. Estas
entidades están facultadas para vender energía a grandes consumidores o a la
ENEE. Como resultado, los inversores privados se embarcarán
principalmente en nuevos proyectos de generación, lo que incluye la energía
hidroeléctrica y otras alternativas.
Cada dos años, la ENEE debe presentar ante el ente regulador los planes de
expansión del sistema (es decir, la adquisición de nueva capacidad de
generación y la expansión de la transmisión), los cuales deben ser aprobados
por el Gabinete Energético.
18
Por ley, la ENEE tiene el mandato de dar prioridad a la generación basada en
recursos renovables al determinar el plan de expansión óptimo. La condición
es que el valor neto real de la secuencia, incluida la generación basada en
recursos renovables, no debe superar en más de un 10% el valor del plan de
expansión de menor costo.
Los generadores de electricidad privados que utilizan energía renovable han
formado una asociación nacional, la Asociación de Productores de Energía
Renovable de Honduras (APERH), para promover el uso de energía
renovable.
El cambio de los patrones de lluvia como el observado en el 2010 constituye
una vulnerabilidad para la generación hidroeléctrica, la localización de
plantas térmicas en regiones inundables es otro y los precios de los
combustibles fósiles el tercero.
El parque de generación de Honduras está basado en motores que usan
bunker, es necesario modernizar la generación térmica hasta el 2020 y
substituirla por turbinas de gas de alto rendimiento para que de 2020-2050 se
pueda dar la transición a un esquema renovable con una red inteligente y
abandonar el consumo de combustibles fósiles.
1.6
Transmisión
Por ley, las redes de transmisión están sujetas a una regla de "acceso abierto".
Las empresas operadoras de propiedad pública, privada o mixta pueden
construir y poseer redes de transmisión. Sin embargo, en la práctica, la ENEE
es la responsable de la transmisión y de las operaciones del sistema a través
de su Centro de Despacho, el cual determina el costo marginal horario de la
generación.
En el caso de sistemas aislados, el principal generador es responsable de
operar el sistema de transmisión y administrar el despacho.
La red de transmisión de Honduras es casi lo que en otros lugares sería una
red de reparto, está deteriorada y no tiene redundancias, la introducción de
equipo tecnológicamente desfasado hace cada vez mas difícil y caro que se
puedan introducir fuentes renovables al sistema de generación en especial la
19
parte eólica y fotovoltaica el mejoramiento de la red de transmisión es un
serio desafío económico para la ENEE.
1.7
Distribución
La ley de 1994, ordenó a la ENEE dividir por regiones su red de distribución.
A la división, aprobada por la ENEE, le seguiría la venta de esas redes a
cooperativas, municipios, asociaciones de trabajadores, otros grupos similares
o compañías privadas, siempre sujeta a la aprobación del Congreso Nacional.
La ley estableció que la distribución de electricidad sería realizada
"prioritariamente" por compañías privadas bajo un régimen de concesión. Los
distribuidores deben tener un contrato de abastecimiento válido firmado con
los generadores, con una duración de al menos cinco años (aunque la ley no
fija una cantidad mínima).
La desagregación y privatización de la red de distribución de Honduras ha
fracasado: la ENEE continúa operando como una empresa estatal integrada
verticalmente y es, de facto, el único comprador, responsable de procurar
toda la energía nueva para satisfacer la demanda.
Esta situación conducirá a la insolvencia a la ENEE y al país a esquemas de
racionamiento e impedirá el desarrollo económico, es imperativo que la ENEE
concesione la distribución y vuelva al esquema que energía=dinero.
20
Anexo 1
Recopilación de noticias sobre el estado financiero de la ENEE
La Empresa Nacional de Energía Eléctrica en Honduras registra pérdidas por 22,9%.
La Empresa Nacional de Energía Eléctrica ENEE de Honduras aún no avizora
la luz al final del túnel para superar la crisis financiera. El porcentaje de
pérdidas técnicas al segundo trimestre del 2010 es de 22.9%, superior en 0.5%
a las registradas en el 2009, cuando ascendieron a 22.4%, según un informe de
la Secretaría de Finanzas.
La referida secretaría publicó esta semana en su sitio web el documento
denominado "Seguimiento y evaluación de la ejecución presupuestaria física
y financiera de la ENEE", correspondiente al segundo trimestre de 2010. El
documento sostiene que las pérdidas técnicas de la estatal ascienden a un
22.9%, a pesar de haber desarrollado la revisión y calibración de medidores a
medianos consumidores, comerciales y residenciales, eliminación de servicios
directos aprobados y no aprobados por la empresa.
Así como la revisión y eliminación de promedios y anomalías reportadas por
la oficina de transparencia del Servicio de Medición Eléctrico de Honduras
(Semeh) y de otros denunciantes, así como la realización de ajustes por hurto
de energía. Las pérdidas en energía de la ENEE se calculan restando el
consumo interno de las ventas de energía, según la Comisión Nacional de
Energía CNE.
21
Fracaso. Cuando las autoridades de la ENEE entregaron en enero de 2010, su
informe a la comisión de transición, se proyectó que la estatal eléctrica
cerraría el año con un déficit de 3,355 millones de lempiras (US$177 millones).
Las malas noticias no se quedaban ahí, porque promediaban para el próximo
quinquenio pérdidas anuales por el orden de 4,700 millones (US$248
millones). En perspectiva, y según el reciente informe de Finanzas, las
acciones que ha efectuado la ENEE hasta ahora no evitaron que creciera el
monto de las pérdidas técnicas.
Un estudio efectuado en 2007, por el Banco Mundial detalla que en ese
entonces las pérdidas de la ENEE eran de un 25%, de las cuales un 10%
correspondía a las pérdidas técnicas y el 15% restante eran pérdidas
comerciales. Del total de las pérdidas comerciales, un 39% correspondían a
fraude, 29% a conexiones en colonias marginales y 29% a errores de
facturación.
A inicios del gobierno del presidente Manuel Zelaya Rosales se nombró una
junta interventora de la ENEE, que estimaba reducir las pérdidas totales a un
13% para el 2010, pero los esfuerzos efectuado por los funcionarios que les
precedieron en la gerencia de la ENEE fueron infructuosos.
Pesado lastre. Además de las pérdidas técnicas y no técnicas, amenazan la
estabilidad financiera de la ENEE unas 63 demandas incoadas ante los
tribunales por personas naturales y jurídicas que acumulan 385.6 millones de
lempiras y otras 13 acciones judiciales por un monto de 1.3 millones, más 34
más, por una cantidad hasta ahora indeterminada, según datos de la estatal.
La mayor demanda en contra de la ENEE asciende a US$10.6 millones, unos
200.8 millones de lempiras, y fue interpuesta por la Empresa Luz y Fuerza de
San Lorenzo (Lufussa).
La disputa se ventila en el marco de un juicio arbitral. Las autoridades de la
ENEE en su informe, además, señalan que existen 24 reclamos
administrativos en contra de la empresa, los cuales pueden convertirse en
demandas judiciales.
De manera reciente el ex gerente de la estatal, Gilberto Ramos, expresó que la
ENEE adeuda a las térmicas cerca de 1,200 millones de lempiras por concepto
de compra de energía eléctrica.
La ENEE, por razones políticas, postergó aplicar en diciembre de 2009 un
7.5% de ajuste por combustibles a las tarifas eléctricas, ante un incremento al
precio internacional del bunker.
22
Proyectos renovables cambiarán matriz energética
El presidente de la Asociación Nacional de Industriales (ANDI), Adolfo
Facussé, calificó como una actitud acertada la aprobación de más de 40
contratos de energía renovable en el Congreso Nacional.
En un documento contractual, las autoridades de la Empresa Nacional de
Energía Eléctrica (ENEE) estiman que estos proyectos entrarían en operación
en un plazo de ocho años a partir de su fecha de aprobación.
"La contratación de energía renovable cambiará la matriz energética en
Honduras, esto es un evento extraordinario porque nunca antes se habían
aprobado tantos proyectos nominados en un proceso de licitación", indicó.
Actualmente casi un 70% de los 1,200 megavatios de la demanda eléctrica del
país es aportada por las plantas térmicas y el resto es renovable.
Mediante la referida licitación, continuó, se adjudicaron unos 250 megavatios
para ser comprados de manera directa por la ENEE y cerca de 400 megavatios
podrán ser comercializados por estas centrales hidroeléctricas a terceros y así
existirá competencia. "La ENEE es un monopolio estatal que a la fecha es la
única autorizada a comprar y a vender energía a personas naturales y
jurídicas", dijo.
REGIONES
Porcentaje
Región Centro Sur
Región Noroccidental
Región Litoral Atlántico
Porcentaje de Pérdidas de Energía año 2009
Transmisión
Distribución
Total
3.6%
19.0%
22.5%
16.2%
21.2%
17.1%
23
2
LA ENERGÍA ELÉCTRICA
2.1
Generación
Alternador de fábrica textil.
Toda la generación eléctrica comercial con excepción de la fotovoltaica y la
química (baterías) se origina en la ley de Faraday.
La Ley de inducción electromagnética de Faraday (o simplemente Ley de
Faraday) se basa en los experimentos que Michael Faraday realizó en 1831 y
establece que el voltaje inducido en un circuito cerrado es directamente
proporcional a la rapidez con que cambia en el tiempo el flujo magnético que
atraviesa una superficie cualquiera con el circuito como borde:
donde
es el campo eléctrico,
es el elemento infinitesimal del contorno C,
es la densidad de campo magnético y S es una superficie arbitraria, cuyo
borde es C. Las direcciones del contorno C y de
de la mano derecha.
están dadas por la regla
La permutación de la integral de superficie y la derivada temporal se puede
hacer siempre y cuando la superficie de integración no cambie con el tiempo.
24
Por medio del teorema de Stokes puede obtenerse una forma diferencial de
esta ley:
Ésta es una de las ecuaciones de Maxwell, las cuales conforman las ecuaciones
fundamentales del electromagnetismo. La ley de Faraday, junto con las otras
leyes del electromagnetismo, fue incorporada en las ecuaciones de Maxwell,
unificando así al electromagnetismo.
En el caso de un inductor con N vueltas de alambre, la fórmula anterior se
transforma en:
Vε
donde Vε es el voltaje inducido y dΦ/dt es la tasa de variación temporal del
flujo magnético Φ. La dirección voltaje inducido (el signo negativo en la
fórmula) se debe a la ley de Lenz.
En general, la generación de energía eléctrica consiste en transformar alguna
clase de energía química, mecánica, térmica o luminosa, entre otras, en
energía eléctrica. Para la generación industrial se recurre a instalaciones
denominadas centrales eléctricas, que ejecutan alguna de las transformaciones
citadas. Estas constituyen el primer escalón del sistema de suministro
eléctrico.
Desde que Nikola Tesla descubrió la corriente alterna y la forma de
producirla en los alternadores, se ha llevado a cabo una inmensa actividad
tecnológica para llevar la energía eléctrica a todos los lugares habitados del
mundo, por lo que, junto a la construcción de grandes y variadas centrales
eléctricas, se han construido sofisticadas redes de transporte y sistemas de
distribución. Sin embargo, el aprovechamiento ha sido y sigue siendo muy
desigual en todo el planeta. Así, los países industrializados o del primer
mundo son grandes consumidores de energía eléctrica, mientras que los
países del llamado tercer mundo apenas disfrutan de sus ventajas.
25
Planta nuclear en Cattenom, Francia.
La demanda de energía eléctrica de una ciudad, región o país tiene una
variación a lo largo del día. Esta variación es función de muchos factores,
entre los que destacan: tipos de industrias existentes en la zona y turnos que
realizan en su producción, climatología extrema de frío o calor, tipo de
electrodomésticos que se utilizan más frecuentemente, tipo de calentador de
agua que haya instalado en los hogares, la estación del año y la hora del día
en que se considera la demanda. La generación de energía eléctrica debe
seguir la curva de demanda y, a medida que aumenta la potencia
demandada, se debe incrementar la potencia suministrada. Esto conlleva el
tener que iniciar la generación con unidades adicionales, ubicadas en la
misma central o en centrales reservadas para estos períodos. En general los
sistemas de generación se diferencian por el período del ciclo en el que está
planificado que sean utilizados; se consideran de base la nuclear y la eólica,
de valle la termoeléctrica de combustibles fósiles, y de pico la hidroeléctrica
principalmente (los combustibles fósiles y la hidroeléctrica también pueden
usarse como base si es necesario).
Dependiendo de la fuente primaria de energía utilizada, las centrales
generadoras se clasifican en termoeléctricas (de carbón, petróleo, gas,
nucleares y solares termoeléctricas), hidroeléctricas (aprovechando las
corrientes de los ríos o del mar: mareomotrices), eólicas y solares
fotovoltaicas. La mayor parte de la energía eléctrica generada a nivel mundial
proviene de los dos primeros tipos de centrales reseñados. Todas estas
centrales, excepto las fotovoltaicas, tienen en común el elemento generador,
constituido por un alternador, movido mediante una turbina que será distinta
dependiendo del tipo de energía primaria utilizada.
Por otro lado, un 64% de los directivos de las principales empresas eléctricas
consideran que en el horizonte de 2018 existirán tecnologías limpias,
26
asequibles y renovables de generación local, lo que obligará a las grandes
corporaciones del sector a un cambio de mentalidad.
2.2
Transmisión
La red de transporte de energía eléctrica es la parte del sistema de suministro
eléctrico constituida por los elementos necesarios para llevar hasta los puntos
de consumo y a través de grandes distancias la energía eléctrica generada en
las centrales eléctricas.
Para ello, los niveles de energía eléctrica producidos deben ser transformados,
elevándose su nivel de tensión. Esto se hace considerando que para un
determinado nivel de potencia a transmitir, al elevar la tensión se reduce la
corriente que circulará, reduciéndose las pérdidas por Efecto Joule. Con este
fin se emplazan subestaciones elevadoras en las cuales dicha transformación
se efectúa empleando transformadores, o bien autotransformadores. De esta
manera, una red de transmisión emplea usualmente voltajes del orden de 220
kV y superiores, denominados alta tensión, de 400 o de 500 kV.
Parte de la red de transporte de energía eléctrica son las líneas de transporte.
27
Una línea de transporte de energía eléctrica o línea de alta tensión es
básicamente el medio físico mediante el cual se realiza la transmisión de la
energía eléctrica a grandes distancias. Está constituida tanto por el elemento
conductor, usualmente cables de acero, cobre o aluminio, como por sus
elementos de soporte, las torres de alta tensión. Generalmente se dice que los
conductores "tienen vida propia" debido a que están sujetos a tracciones
causadas por la combinación de agentes como el viento, la temperatura del
conductor, la temperatura del viento, etc.
Existen una gran variedad de torres de transmisión como son conocidas, entre
ellas las más importantes y más usadas son las torres de amarre, las cuales
deben ser mucho más fuertes para soportar las grandes tracciones generadas
por los elementos antes mencionados, usadas generalmente cuando es
necesario dar un giro con un ángulo determinado para cruzar carreteras,
evitar obstáculos, así como también cuando es necesario elevar la línea para
subir un cerro o pasar por debajo/encima de una línea existente.
Existen también las llamadas torres de suspensión, las cuales no deben
soportar peso alguno más que el del propio conductor. Este tipo de torres son
usadas para llevar al conductor de un sitio a otro, tomando en cuenta que sea
una línea recta, que no se encuentren cruces de líneas u obstáculos.
La capacidad de la línea de transmisión afecta al tamaño de estas estructuras
principales. Por ejemplo, la estructura de la torre varía directamente según el
voltaje requerido y la capacidad de la línea. Las torres pueden ser postes
simples de madera para las líneas de transmisión pequeñas hasta 46
kilovoltios (kV). Se emplean estructuras de postes de madera en forma de H,
para las líneas de 69 a 231 kV. Se utilizan estructuras de acero independientes,
de circuito simple, para las líneas de 161 kV o más. Es posible tener líneas de
transmisión de hasta 1,000 kV.
2.3
Distribución
La Red de Distribución de la Energía Eléctrica o Sistema de Distribución de
Energía Eléctrica es la parte del sistema de suministro eléctrico cuya función
es el suministro de energía desde la subestación de distribución hasta los
usuarios finales (medidor del cliente).
28
Los elementos que conforman la red o sistema de distribución son los
siguientes:
Subestación de Distribución: conjunto de elementos (transformadores,
interruptores, seccionadores, etc.) cuya función es reducir los niveles de alta
tensión de las líneas de transmisión (o sub-transmisión) hasta niveles de
media tensión para su ramificación en múltiples salidas.


Circuito Primario.
Circuito Secundario.
La distribución de la energía eléctrica desde las subestaciones de
transformación de la red de transporte se realiza en dos etapas.
La primera está constituida por la red de reparto, que, partiendo de las
subestaciones de transformación, reparte la energía, normalmente mediante
anillos que rodean los grandes centros de consumo, hasta llegar a las
estaciones transformadoras de distribución. Las tensiones utilizadas están
comprendidas entre 25 y 132 kV. Intercaladas en estos anillos están las
estaciones transformadoras de distribución, encargadas de reducir la tensión
desde el nivel de reparto al de distribución en media tensión.
La segunda etapa la constituye la red de distribución propiamente dicha, con
tensiones de funcionamiento de 3 a 30 kV y con una característica muy radial.
Esta red cubre la superficie de los grandes centros de consumo (población,
gran industria, etc.), uniendo las estaciones transformadoras de distribución
con los centros de transformación, que son la última etapa del suministro en
media tensión, ya que las tensiones a la salida de estos centros es de baja
tensión (125/220 ó 220/380 V).
Las líneas que forman la red de distribución se operan de forma radial, sin
que formen mallas, al contrario que las redes de transporte y de reparto.
Cuando existe una avería, un dispositivo de protección situado al principio
de cada red lo detecta y abre el interruptor que alimenta esta red.
2.4
Las pérdidas no técnicas
Si bien el costo de la energía que se entrega a los sectores productivos y
sociales reclama fundamental consideración, no deja de ser también
29
extremadamente importante el estudio del costo de la energía que no se
entrega por fallas en el sistema (costos de falla).
La potencia instalada del sistema electro-energético debe ser tal que permita
hacer frente a la demanda y a las diversas contingencias que se puedan
presentar, como por ejemplo errores en la previsión de la demanda,
indisponibilidad de máquinas por fallas no programadas o por
mantenimiento programado, expansión económica, etc. El sistema debe
contar con un margen de reserva que permita afrontar razonablemente tales
circunstancias.
En términos generales puede decirse que dicho margen definirá la calidad del
servicio: si la reserva es excesiva, los costos de equipamiento serán elevados y
obligarán a la empresa a aumentar sus tarifas; si la reserva es baja, también
incidirá negativamente sobre la comunidad a causa de los mayores costos
ocasionados por los servicios no prestados o prestados deficientemente.
Un sistema con buen mantenimiento preventivo permitirá contar,
obviamente, con un parque de generación más confiable y por lo tanto
minimizará las salidas de servicio no programadas. Un alto índice de salidas
forzosas, que pueden ser totales o parciales, indica la existencia de un parque
de generación no confiable, sin duda a causa de una asignación de recursos
insuficientes para mantenimiento.
Antes de comenzar a ver las implicaciones que tiene la interrupción del
suministro eléctrico en el sector industrial y residencial del país, resulta
fundamental entender el concepto de costo de falla, sus alcances y las formas
de calcularlos. Podemos entender como costo de falla: el costo por kWh
incurrido, en promedio, por los usuarios, al no disponer de energía, y tener
que generarla con generadores de emergencia, si así conviniera. Este costo se
calculará como valor único y será representativo del déficit más frecuente que
pueden presentarse en el sistema eléctrico. También podría definirse como lo
que estarían dispuestos a pagar los usuarios por 1 kWh adicional en
condiciones de racionamiento o interrupción del suministro eléctrico, es decir,
cuando la oferta del sistema no es capaz de satisfacer por completo la suma
de las demandas individuales de la totalidad de los usuarios. Es relevante
mencionar que aunque cada consumidor, sea residencial, comercial,
industrial o de cualquier naturaleza, tiene un costo de falla distinto, se
30
establece un valor único. Las pérdidas de energía equivalen a la diferencia
entre la energía generada y la energía distribuida y comercializada, y pueden
clasificarse como pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas.
Tipo de pérdidas:
Las pérdidas de energía eléctrica son comunes e inherentes de las empresas
eléctricas; se tornan en un problema muchas veces grave cuando éstas
rebasan ciertos límites lógicos.
Es práctica común clasificar las pérdidas de energía eléctrica en técnicas y no
técnicas. Las pérdidas técnicas se dan en los elementos y equipos de los
circuitos eléctricos, por ejemplo en líneas de transmisión, transformadores y
bancos de capacitores Su origen son los principios que rigen la
transformación de la energía.
Clasificación de pérdidas de energía.
Clasificación de Pérdidas de Energía
Líneas
Técnicas Transformadores
Factor de potencia
Usuarios sin
medidores
Pérdidas
Administrativas
Iluminación de calles
Ferias
Accidentales
Mal funcionamiento
de equipos
Mal conexionado
No
Técnicas
Acometida directa
Externas al medidor
Cargas antes del
medidor
31
Clasificación de Pérdidas de Energía
Bases puenteadas
Imán
Fraudulentas
Sellos violados
Discos atorados
Medidor intervenido
Bocinas de potencia
abiertas
Medidor invertido
Ajustes movidos
Las pérdidas no técnicas se pueden clasificar en tres tipos:
a) Accidentales, las cuales tienen su origen en el mal uso u operación de los
elementos y equipos de los circuitos eléctricos, tal es el caso de un
conexionado erróneo.
b) Administrativas, energía que por algún motivo no se contabiliza: usuarios
sin medidores (toma directa), ferias, etcétera.
c) Fraudulentas, referidas a la energía que toman algunos consumidores
evitando mediante algún mecanismo pasar por los medidores de la compañía
de electricidad.
Es posible obtener un buen control de las pérdidas técnicas a través de
prácticas operativas y procedimientos de diseño automatizados para el
dimensionamiento óptimo de los elementos y equipos de los circuitos
eléctricos. De tal suerte que las pérdidas por este concepto se pueden llevar a
niveles aceptables.
Lo que se ha convertido en un problema para las empresas eléctricas son las
pérdidas no técnicas, particularmente las del tipo fraudulento por parte de
consumidores deshonestos.
Aunque el abuso por tal concepto se da en todos los estratos sociales, no deja
de sorprender el hecho de que en la mayoría de los casos el mayor volumen
de pérdidas se encuentra en los grandes consumidores. De esta manera, los
32
robos de la energía eléctrica se hacen desde la común toma clandestina hasta
las más sofisticadas y costosas intervenciones de los equipos de medición de
la empresa eléctrica.
Dificultades para medir el costo de falla (Pérdidas Técnicas)
La generación de emergencia de energía eléctrica en Honduras se realiza en
base a centrales termoeléctricas. Esto da como resultado que la energía que se
utiliza puede resultar siendo la más cara y contaminante, o viceversa.
El suministro satisfactorio de energía eléctrica representa un valor varias
veces superior al precio de la energía en razón de los perjuicios sociales y
económicos que acarrea un racionamiento.
Independientemente del origen de la energía eléctrica, hay factores macroambientales que no se tienen en cuenta como son las pérdidas que se
producen en los transformadores para elevar la tensión para transportarla en
los cables, y en los transformadores para bajar la tensión para inyectarla en la
red pública.
Las empresas de energía eléctrica , tienen la mayoría de las fallas en el sistema
de distribución, es decir en la red pública, provocadas por vandalismo,
agentes atmosféricos, faltas de inversión, falta de mantenimiento, malas
maniobras, etc., lo que se manifiesta con micro-interrupciones o
interrupciones en el suministro o mala calidad del mismo (tensión fuera de
rango, armónicas, ruido eléctrico, etc.).
El hecho de tener equipo de generación en forma local minimiza las
posibilidades de falla, porque si por alguna causa accidental se detiene, se
puede recurrir a la red pública. Este caso podría significar una disminución
en los beneficios económicos de la autogeneración pero aumenta la
confiabilidad del sistema.
El costo de falla constituye algo difícil de valorar dada la serie de factores que
influyen en él. Las principales dificultades se plantean por las siguientes
razones:
33



En muchas aplicaciones la energía eléctrica produce un aumento en la
calidad de vida, lo que la mayoría de las veces no puede considerarse
como algo económicamente transable.
En otras aplicaciones, en las cuales el producto es un bien transable, no
existe una relación rígida entre el empleo de la electricidad y la
producción final.
El costo de falla varía ante la existencia o no de selectividad en la
restricción, o si ésta afecta a todos los consumidores por igual o no.
El valor del costo de falla puede variar en forma importante dependiendo de
factores como:






La magnitud de la falla.
La duración de la interrupción.
El tipo de usuario afectado.
La frecuencia de las interrupciones.
El nivel de tensión del afectado.
La hora, día, estación en que ocurre la falla.
Acciones prácticas para prevenir las pérdidas no técnicas (ilícitas)
Para enfrentar dicha problemática, día a día se perfeccionan procedimientos
operativos y dispositivos de ayuda para la detección de ilícitos. En
correspondencia, muchos consumidores deshonestos también perfeccionan
sus prácticas ilegales, y a pesar de los avances tecnológicos en el campo de la
medición, el consumidor infractor ha resultado ganador en no pocos lugares,
como lo demuestran los porcentajes de pérdidas que se reportan por este
concepto.
A la fecha, los desarrollos se han centrado casi exclusivamente en el concepto
de la medición para fines de comercialización, y lo que de ella se pueda
inferir, como detección de pérdidas técnicas de energía e interrupciones en el
suministro.
A pesar de lo grave del problema, apenas empieza a manifestarse una
tendencia hacia la aplicación de los avances en dispositivos y técnicas de
medición en la detección de robos de energía eléctrica como lo demuestran
los medidores electrónicos multifunción y los sistemas de lectura automática
de medidores.
34
Tratando de aliviar la problemática de pérdidas de energía eléctrica debidas a
ilícitos, las empresas de electricidad han implementado una o más acciones.
Las principales se describen a continuación.
Inspección visual de las instalaciones de medición
Muchas empresas eléctricas continúan dependiendo de la inspección visual
de las instalaciones de medición para la detección de ilícitos, verificando el
estado de las protecciones tradicionales en los medidores como sellos y
anillos de protección. Estos elementos han evolucionado aumentado la
dificultad para ser violados.
La anterior medida ha demostrado no ser tan efectiva ante el creciente
aumento de la tarifa eléctrica. Cuando la empresa eléctrica empieza a
"caracterizar" e implantar protecciones contra una forma de ilícito, el
consumidor pone otra en práctica.
Equipos de detección
En algunos lugares se han empleado con poco éxito analizadores de fallas en
conductores eléctricos. Estos equipos normalmente se utilizan para detectar
cortocircuitos o discontinuidades. Su aplicación en el tema que nos ocupa se
refiere a la detección de derivaciones o tomas clandestinas. Dichos
analizadores son equipos electrónicos cuyo funcionamiento se basa en
técnicas de reflectometría en el dominio del tiempo, y otros más sofisticados
en el de la frecuencia. Los más usados son los primeros. Su principio
funcional se basa en la emisión de un pulso de muy corta duración
(generalmente de nanosegundos) y el análisis del pulso reflejado, que da
indicación de discontinuidades (cambios de impedancia) en el conductor que
se esté analizando. Las derivaciones comúnmente significan cambios de
impedancia en los conductores.
El uso de estos equipos para tal efecto no ha sido muy afortunado por los
siguientes motivos: su aplicación es por excepción, por ejemplo cuando se
sospecha del acto ilegal, por otro lado, en muchos casos el ilícito es también
por excepción, como en días y horas aleatorios, de tal manera que, a menudo,
cuando se efectúa la verificación se encuentra todo en orden; a veces es difícil
discriminar ciertos tipos de discontinuidad con estos aparatos como entre un
"empalme" y una "derivación", los efectos en el ánimo de un consumidor
35
honesto no son buenos cuando se busca algo que no existe, máxime cuando la
indicación se da en una parte oculta de la acometida; el equipo sólo funciona
para la detección de un tipo de ilegítimo (derivaciones) cuando existen
muchos otros que se dan en el medidor mismo; para el uso adecuado del
equipo es necesario desconectar la carga del consumidor a fin de que no haya
confusiones con derivaciones legales (después del medidor).
36
3
FUENTES DE ENERGÍA
El constante aumento de los derivados del petróleo, los largos racionamientos
de energía eléctrica y la tala inmisericorde de los bosques son síntomas del
desequilibrio energético del país. Analizamos las diferentes fuentes
alternativas de energía y vemos que no existen soluciones únicas, que solo la
economía y la racionalización en el uso de la energía así como el
establecimiento de fuentes de energía destinadas directamente al consumidor
llevando en consideración los problemas sociales y ecológicos del pueblo
hondureño nos pueden conducir a la solución del problema a largo plazo.
Nosotros nos inclinamos por un esquema analizado en otros países como la
India y Brasil y que se denomina DEFENSUS.
Analizamos las fuentes de energía, siendo que el petróleo y el carbón deberán
abandonarse a mediano plazo por el aumento de precios y los problemas que
ocasionan las emisiones de dióxido de carbono, sin embargo las soluciones
renovables la hidroeléctrica, la solar y la eólica parecen ser las más
prometedoras.
Vemos para Honduras un panorama donde el petróleo y el carbón se van
abandonando para el 2030 y se substituyen por gas y fuentes renovables, aun
cuando los desafíos son grandes cuando se introducen en la red de
transmisión diferentes generadores a voltajes frecuencias y períodos variados
y la inversión en las sub-estaciones y líneas de transmisión se torna
considerable, así todo este esfuerzo debe ir unido a la economía y la mayor
eficiencia en el uso de energía, ciertamente para el 2050 nuestro patrón en el
uso y generación de energía será diferente.
Las fuentes de energía
Analizamos las fuentes de energía indicando sus capacidades y sus
problemas en la generación de energía.
El consumo global de energía es de aproximadamente 350 exajoules (exa es 10
a la 18) al año para 1994, lo que corresponde a quemar 170 millones de
barriles de petróleo. Para 2010 es de 2.121x 1021 joules o sea 67.25 Terawatts de
potencia. El carbón, el petróleo y el gas natural suplen aproximadamente el
88% de la energía global y la energía nuclear el 11% restante.
37
3.1
Petróleo
El petróleo domina los mercados de energía suple el 38% del consumo
comercial de energía en el mundo. Fácil de usar y disponible en el mercado
mundial los mayores problemas del petróleo son que contamina el ambiente a
través de residuos y dióxido de carbono, es no renovable y está en manos de
unas cuantas naciones exportadoras de petróleo ¾ del petróleo mundial están
en poder de la OPEC.
3.2
El Gas Natural
Presenta dos de las características del petróleo es no renovable y está
disponible solo en ciertas regiones, el gas natural sin embargo cuando se
cuenta con él es más limpio y eficiente que el petróleo.
38
Historia de la Turbina de Gas
El ejemplo más antiguo de la propulsión por gas puede ser encontrado en un
egipcio llamado Hero en 150 A.C.
39
Hero inventó un juguete que rotaba en la parte superior de una olla hirviendo
debido al efecto del aire o vapor caliente saliendo de un recipiente con salidas
organizadas de manera radial en un sólo sentido.
En 1232, los chinos utilizaron cohetes para asustar a los soldados enemigos.
Alrededor de 1500 D.C., Leonardo Da Vinci dibujó un esquema de un
dispositivo que rotaba debido al efecto de los gases calientes que subían por
una chimenea. El dispositivo debería rotar la carne que estaba asando.
En 1629, otro italiano desarrolló un dispositivo que usó el vapor para rotar
una turbina que movía maquinaria. Esta fue la primera aplicación práctica de
la turbina de vapor.
En 1678, un jesuita llamado Ferdinand Verbiest construyó un modelo de un
vehículo automotor que usaba vapor de agua para movilizarse.
La primera patente para una turbina fue otorgada en 1791 a un inglés llamado
John Barber. Incorporaba mucho de los elementos de una turbina de gas
moderna, pero usaba un compresor alternativo. Hay muchos otros ejemplos
de turbina por varios inventores, pero no son consideradas verdaderas
turbinas de gas porque utilizaban vapor en cierto punto del proceso.
En 1872, un hombre llamado Stolze diseñó la primera turbina de gas.
Incorporaba una turbina de varias etapas y compresión en varias fases con
flujo axial probó sus modelos funcionales en los años 1900.
En 1914, Charles Curtis aplicó para la primera patente en los Estados Unidos
para una turbina de gas. Esta fue otorgada pero generó mucha controversia.
La Compañía General Electric comenzó su división de turbinas de gas en
1903. Un Ingeniero llamado Stanford Moss dirigió la mayoría de los
proyectos. Su desarrollo más notable fue el turbo supercargador. Este
utilizaba los gases de escape de un motor alternativo para mover una rueda
de turbina que, a su vez, movía un compresor centrífugo utilizado para
supercargar. Este elemento hizo posible construir las primeras turbinas de gas
confiables.
40
En los años 30, tanto británicos como alemanes diseñaron turbinas de gas
para la propulsión de aviones. Los alemanes alcanzaron a diseñar aviones de
propulsión a chorro y lograron utilizarlos en la segunda Guerra Mundial.
Conceptos Básicos
Una turbina de gas simple está compuesta de tres secciones principales: un
compresor, un quemador y una turbina de potencia. Las turbinas de gas
operan en base en el principio del ciclo Brayton, en donde aire comprimido es
mezclado con combustible y quemado bajo condiciones de presión constante.
El gas caliente producido por la combustión se le permite expandirse a través
de la turbina y hacerla girar para llevar a cabo trabajo. En una turbina de gas
con una eficiencia del 33%, aproximadamente 2/3 del trabajo producido se
usa comprimiendo el aire. El otro 1/3 está disponible para generar
electricidad, impulsar un dispositivo mecánico, etc.
Una variación del sistema de turbina simple (Brayton) es el de añadir un
regenerador. El regenerador es un intercambiador de calor que aprovecha la
energía de los gases calientes de escape al precalentar el aire que entra a la
cámara de combustión. Este ciclo normalmente es utilizado en turbinas que
trabajan con bajas presiones. Ejemplos de turbinas que usan este ciclo son: la
Solar Centaur de 3500 hp hasta la General Electric Frame 5 de 35,000 hp.
Las turbinas de gas con altas presiones de trabajo pueden utilizar un
interenfriador para enfriar el aire ente las etapas de compresión, permitiendo
quemar más combustible y generar más potencia. El factor limitante para la
cantidad de combustible utilizado es la temperatura de los gases calientes
creados por la combustión, debido a que existen restricciones a las
temperaturas que pueden soportar los alabes de la turbina y otras partes de la
misma. Con los avances en la Ingeniería de los materiales, estos límites
siempre van aumentando. Una turbina de este tipo es la General Electric
LM1600 versión marina.
Existen también turbinas de gas con varias etapas de combustión y expansión
y otras con interenfriador y regenerador en el mismo ciclo. Estos ciclos los
podemos ver a continuación:
41
Ciclo de Brayton
El ciclo de Brayton de aire normal, es el ciclo ideal de una turbina de gas
simple. El ciclo abierto de una turbina de gas simple, que utiliza un proceso
de combustión interna se puede observar en la gráfica siguiente. Cabe anotar
que también existe un ciclo cerrado teórico de una turbina de gas simple.
En esta gráfica podemos observar el compresor, la cámara de combustión, la
turbina, el aire y el combustible en el ciclo abierto de Brayton.
42
Ciclo de una turbina de gas simplemente con regenerador
El rendimiento del ciclo de una turbina de gas, puede mejorarse con la
adición de un regenerador. Se puede observar el ciclo en la gráfica siguiente:
Turbina de gas con regeneración
Observe como el intercambiador de calor utiliza la energía en forma de calor
de los gases de escape para calentar el aire de entrada a la cámara de
combustión.
Se expuso la historia y conceptos básicos de la operación de las turbinas de
gas, así como una presentación más profunda de los ciclos más importantes
de las turbinas de gas (Brayton y Regenerativo), pero teniendo en cuenta que
existen otros como el de varias etapas, interenfriamiento y mezclas de éstos.
3.3
Carbón
Es no renovable y se encuentra localizado, el carbón es un combustible sucio,
la minería necesaria para extraerlo destruye el ambiente y cuando entra en
combustión produce dióxido de carbono y otros contaminantes, mientras la
tecnología llamada de carbón limpio no entre en pleno funcionamiento no es
adecuado para los países en desarrollo, los ejemplos clásicos de su uso
indebido para la generación de energía se encuentran en la República Checa
en la frontera con Alemania.
43
3.4
La energía nuclear
Aproximadamente 17% de toda la electricidad en el mundo se genera por la
energía nuclear, actualmente los reactores de agua ligera de nivel medio 600
Megavatios se sabe representan una alternativa para los países en desarrollo.
Francia genera el 70% de su electricidad de la energía nuclear. Los accidentes
de Three Mile Island y Chernóbil han llevado la opinión pública mundial a
creer que los reactores no son seguros ni duraderos. Muchos de los problemas
de los reactores nucleares derivan de los convenios para el manejo de los
desechos radiactivos y la proliferación de armas nucleares. Sin embargo los
reactores de agua ligera del tipo pasivo estable con un convenio adecuado de
reprocesamiento y manejo de los desechos radiactivos es una alternativa
viable para un país en desarrollo, sin embargo este tipo de energía todavía
sigue siendo ligeramente más cara que la proveniente de los combustibles
fósiles.
Probablemente, la aplicación práctica más conocida de la energía nuclear es la
generación de energía eléctrica para su uso civil, en particular mediante la
fisión de uranio enriquecido. Para ello se utilizan reactores en los que se hace
fisionar o fusionar un combustible. El funcionamiento básico de este tipo de
instalaciones industriales es similar a cualquier otra central térmica, sin
44
embargo poseen características especiales con respecto a las que usan
combustibles fósiles:



Se necesitan medidas de seguridad y control mucho más estrictas. En
el caso de los reactores de cuarta generación estas medidas podrían ser
menores, mientras que en la fusión se espera que no sean necesarias.
La cantidad de combustible necesario anualmente en estas
instalaciones es varios órdenes de magnitud inferior al que precisan las
térmicas convencionales.
Las emisiones directas de CO2 y NOx en la generación de electricidad,
principales gases de efecto invernadero de origen antrópico, son nulas;
aunque indirectamente, en procesos secundarios como la obtención de
mineral y construcción de instalaciones, sí se producen emisiones.
Tras su uso exclusivamente militar, se comenzó a plantear la aplicación del
conocimiento adquirido a la vida civil. El 20 de diciembre de 1951 fue el
primer día que se consiguió generar electricidad con un reactor nuclear (en el
reactor estadounidense EBR-I, con una potencia de unos 100 kW), pero no fue
hasta 1954 cuando se conectó a la red eléctrica una central nuclear (fue la
central nuclear soviética Obninsk, generando 5 MW con solo un 17% de
rendimiento térmico). El primer reactor de fisión comercial fue el Calder Hall
en Sellafield, que se conectó a la red eléctrica en 1956. El 25 de marzo de 1957
se creó la Comunidad Europea de la Energía Atómica (EURATOM), el mismo
día que se creó la Comunidad Económica Europea, entre Bélgica, Francia,
Alemania, Italia, Luxemburgo y los Países Bajos. Ese mismo año se creó el
Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA). Ambos organismos con
la misión, entre otras, de impulsar el uso pacífico de la energía nuclear.
45
Evolución de las centrales nucleares de fisión en el mundo. Arriba: potencia
instalada (azul) y potencia generada (rojo). Abajo: número de reactores
construidos y en construcción (azul y gris respectivamente.
Su desarrollo en todo el mundo experimentó a partir de ese momento un gran
crecimiento, de forma muy particular en Francia y Japón, donde la crisis del
petróleo de 1973 influyó definitivamente, ya que su dependencia en el
petróleo para la generación eléctrica era muy marcada (39 y 73%
respectivamente en aquellos años, en 2008 generan un 78 y un 30%
respectivamente mediante reactores de fisión). En 1979 el accidente de Three
Mile Island provocó un aumento muy considerable en las medidas de control
y de seguridad en las centrales, sin embargo no se detuvo el aumento de
capacidad instalada. Pero en 1986 el accidente de Chernóbil, en un reactor
RBMK de diseño ruso que no cumplía los requisitos de seguridad que se
exigían en occidente, acabó radicalmente con ese crecimiento.
En octubre de 2007 existían 439 centrales nucleares en todo el mundo que
generaron 2,7 millones de MWh en 2006. La potencia instalada en 2007 fue de
370.721 MWe. En marzo de 2008 había 35 centrales en construcción, planes
para construir 91 centrales nuevas (99.095 MWe) y otras 228 propuestas
(198.995 MWe). Aunque solo 30 países en el mundo poseen centrales
nucleares, aproximadamente el 15% de la energía eléctrica generada en el
mundo se produce a partir de energía nuclear.
La mayoría de los reactores son de los llamados de agua ligera (LWR por su
sigla en inglés), que utilizan como moderador agua intensamente purificada.
En estos reactores el combustible utilizado es uranio enriquecido ligeramente
(entre el 3 y el 5%).
En 1965 se construyó la primera central nuclear en España, la Central nuclear
José Cabrera. Actualmente se encuentran en funcionamiento ocho reactores
nucleares en España: Santa María de Garoña, Almaraz I y II, Ascó I y II,
Cofrentes, Vandellós II y Trillo.
Se paralizaron o no entraron en funcionamiento, una vez finalizadas, debido a
la moratoria nuclear las centrales de Lemóniz, I y II, Valdecaballeros I y II,
46
Trillo II, Escatrón I y II, Santillán, Regodola y Sayago. Se encuentran
desmanteladas o en proceso de desmantelamiento Vandellós I y José Cabrera.
El porcentaje de energía eléctrica producida en España es muy dependiente
de la producción hidroeléctrica anual, la cual depende fuertemente de la
pluviometría. Así, en el año 2002 un tercio, el 33,9% de la energía eléctrica
producida en España lo fue en nucleares con un total de 63.016 GWh,
mientras que en el 2009, el porcentaje fue del 19%.
Más tarde se planteó añadir el plutonio fisible generado (
) como
combustible extra en estos reactores de fisión, aumentando de una forma
importante la eficiencia del combustible nuclear y reduciendo así uno de los
problemas del combustible gastado. Esta posibilidad incluso llevó al uso del
plutonio procedente del armamento nuclear desmantelado en las principales
potencias mundiales. Así se desarrolló el combustible MOX, en el que se
añade un porcentaje (entre un 3 y un 10% en masa) de este plutonio a uranio
empobrecido. Este combustible se usa actualmente como un porcentaje del
combustible convencional (de uranio enriquecido). También se ha ensayado
en algunos reactores un combustible mezcla de torio y plutonio, que genera
una menor cantidad de elementos transuránicos.
Otros reactores utilizan agua pesada como moderador. En estos reactores se
puede utilizar uranio natural, es decir, sin enriquecer y además se produce
una cantidad bastante elevada de tritio por activación neutrónica. Este tritio
se prevé que pueda aprovecharse en futuras plantas de fusión.
Otros proyectos de fisión, que no han superado hoy en día la fase de
experimentación, se encaminan al diseño de reactores en los que pueda
generarse electricidad a partir de otros isótopos, principalmente el
y el
.
Tipos de reactores
La diferencia básica entre los distintos diseños de reactores nucleares de fisión
es el combustible que utilizan. Esto influye en el tipo de moderador y
refrigerante usados. De entre todas las posibles combinaciones entre tipo de
combustible, moderador y refrigerante, solo algunas son viables técnicamente
(unas 100 contando las opciones de neutrones rápidos). Pero solo unas
47
cuantas se han utilizado hasta el momento en reactores de uso comercial para
la generación de electricidad (ver tabla).
Tipos de reactores nucleares de fisión comerciales (neutrones térmicos)
Combustible
Moderador
Refrigerante
Aire
CO2
Grafito
H2O (agua ligera)
D2O (agua pesada)
Uranio natural
Compuestos orgánicos
H2O (agua ligera)
D2O (agua pesada)
D2O (agua pesada)
Gas
Aire
CO2
Grafito
H2O (agua ligera)
D2O (agua pesada)
Sodio
Uranio enriquecido
Compuestos orgánicos
H2O (agua ligera)
D2O (agua pesada)
D2O (agua pesada)
Gas
H2O (agua ligera)
H2O (agua ligera)
48
El único isótopo natural que es fisionable con neutrones térmicos es el
,
que se encuentra en una proporción de un 0.7% en peso en el uranio natural.
El resto es
, considerado fértil, ya que, aunque puede fisionar con
neutrones rápidos, por activación con neutrones se convierte en
es físil mediante neutrones térmicos.
, que sí
Los reactores de fisión comerciales, tanto de primera como de segunda o
tercera generación, utilizan uranio con grados de enriquecimiento distinto,
desde uranio natural hasta uranio ligeramente enriquecido (por debajo del
6%). Además, en aquellos en los que se usa uranio enriquecido, la
configuración del núcleo del reactor utiliza diferentes grados de
enriquecimiento, con uranio más enriquecido en el centro y menos hacia el
exterior. Esta configuración consigue dos fines: por una parte disminuir los
neutrones de fuga por reflexión, y por otra parte aumentar la cantidad de
consumible. En los reactores comerciales se hacen fisionar esos átomos
fisibles con neutrones térmicos hasta el máximo posible (al grado de quemado
del combustible se le denomina burnup), ya que se obtienen mayores
beneficios cuanto más provecho se saca del combustible.
Otro isótopo considerado fértil con neutrones térmicos es el torio (elemento
natural, compuesto en su mayoría por el isótopo
), que por activación
produce
, físil con neutrones térmicos y rápidos (es regla general que
aquellos elementos con número atómico A impar sean fisibles, y con A par
fértiles).
Esos tres isótopos son los que producen fisiones exotérmicas, es decir,
generan más energía que la necesaria para producirlas, con neutrones
térmicos. Los demás elementos (con z<92) solo fisionan con neutrones
rápidos. Así el
por ejemplo puede fisionarse con neutrones de energías
superiores a 1,1 MeV.
49
Esquema de un reactor VVER-1000. 1- Barras de control. 2- Tapa del reactor.
3- Chasis del reactor. 4- Toberas de entrada y salida. 5- Vasija del reactor. 6Zona activa del reactor. 7- Barras de combustible.
Aunque hay varias formas de clasificar los distintos reactores nucleares, la
más utilizada, y con la que se denominan los distintos tipos de reactores de
fisión es por la combinación moderador/refrigerante utilizado. Estas son las
denominaciones de los reactores comerciales de neutrones térmicos utilizados
en la actualidad (de segunda generación), junto a su número en el mundo
(entre paréntesis) y sus características principales:



PWR (VVER en ruso). (264). Uranio enriquecido, moderador y
refrigerante agua ligera.
BWR. (94). Uranio enriquecido, moderador y refrigerante agua ligera.
CANDU. (43). Uranio natural, moderador y refrigerante agua pesada.
50



AGR. (18). Usa uranio enriquecido como combustible, moderador
grafito, refrigerante CO2.
RBMK. (12). Uranio natural o enriquecido, moderador grafito,
refrigerante agua ligera.
Otros. 4 reactores rusos que usan uranio enriquecido, moderador
grafito y refrigerante agua ligera.
Los diseños de reactores que utilizan neutrones rápidos, y por tanto pueden
utilizar como combustible
,
o
entre otros, no necesitan
moderador para funcionar. Por ese motivo es difícil utilizar los mismos
materiales que se usan en los térmicos como refrigerantes, ya que en muchas
ocasiones también actúan como moderador. Todos los reactores de este tipo
hasta el momento han utilizado como refrigerante metales líquidos (mercurio,
plutonio, yoduro potásico, plomo, bismuto, sodio...). Cuando estos reactores
además consiguen producir más cantidad de material físil que el que
consumen se les denomina reactores reproductores rápidos. En la actualidad
existen 4 FBR, 3 en parada fría y solo uno en operación comercial.
Los diseños de reactores que aprovechan las lecciones aprendidas en el medio
siglo transcurrido (aproximadamente una docena de diseños distintos) se
denominan de tercera generación o reactores avanzados. Solo se han puesto
en marcha algunos en Japón y se están construyendo algunos otros. En
general son evoluciones de los reactores de segunda generación (como el
BWR avanzado o ABWR o el PWR avanzado: el EPR o el AP1000), aunque
existen algunos diseños completamente nuevos (como el PBMR que utiliza
helio como refrigerante y combustible TRISO que contiene el moderador de
grafito en su composición).
Los reactores de cuarta generación no saldrán del papel al menos hasta el
2020, y en general son diseños que buscan, además de niveles de seguridad
superiores a las plantas de fisión de las generaciones anteriores, que los
únicos residuos de alta actividad tengan vidas muy cortas, quemando los
actínidos de vida larga. A este grupo pertenecen por ejemplo los reactores
asistidos por acelerador (ADS). En general estos reactores se basarán en
neutrones rápidos.
51
Existen algunos otros diseños, basados fundamentalmente en los descritos,
para generar energía en lugares remotos, como el reactor flotante ruso KLT40S o el microrreactor nuclear de 200 kW de Toshiba.
Seguridad
Como cualquier actividad humana, una central nuclear de fisión conlleva
riesgos y beneficios. Los riesgos deben preverse y analizarse para poder ser
mitigados. A todos aquellos sistemas diseñados para eliminar o al menos
minimizar esos riesgos se les llama sistemas de protección y control. En una
central nuclear de uso civil se utiliza una aproximación llamada defensa en
profundidad. Esta aproximación sigue un diseño de múltiples barreras para
alcanzar ese propósito. Una primera aproximación a las distintas barreras
utilizadas (cada una de ellas múltiple), de fuera hacia adentro podría ser:
1. Autoridad reguladora: es el organismo encargado de velar que el resto
de barreras se encuentren en perfecto funcionamiento. No debe estar
vinculado a intereses políticos ni empresariales, siendo sus decisiones
vinculantes.
2. Normas y procedimientos: todas las actuaciones deben regirse por
procedimientos y normas escritas. Además se debe llevar a cabo un
control de calidad y deben estar supervisadas por la autoridad
reguladora.
3. Primera barrera física (sistemas pasivos): sistemas de protección
intrínsecos basados en las leyes de la física que dificultan la aparición
de fallos en el sistema del reactor. Por ejemplo el uso de sistemas
diseñados con reactividad negativa o el uso de edificios de contención.
4. Segunda barrera física (sistemas activos): Reducción de la frecuencia
con la que pueden suceder los fallos. Se basa en la redundancia,
separación o diversidad de sistemas de seguridad destinados a un
mismo fin. Por ejemplo las válvulas de control que sellan los circuitos.
5. Tercera barrera física: sistemas que minimizan los efectos debidos a
sucesos externos a la propia central. Como los amortiguadores que
impiden una ruptura en caso de sismo.
6. Barrera técnica: todas las instalaciones se instalan en ubicaciones
consideradas muy seguras (baja probabilidad de sismo o vulcanismo)
y altamente despobladas.
52
Además debe estar previsto qué hacer en caso de que todos o varios de esos
niveles fallaran por cualquier circunstancia. Todos, los trabajadores u otras
personas que vivan en las cercanías, deben poseer la información y formación
necesaria. Deben existir planes de emergencia que estén plenamente
operativos. Para ello es necesario que sean periódicamente probados
mediante simulacros. Cada central nuclear posee dos planes de emergencia:
uno interior y uno exterior, comprendiendo el plan de emergencia exterior,
entre otras medidas, planes de evacuación de la población cercana por si todo
lo demás fallara.
Gráfica con los datos de los sucesos notificados al CSN por las centrales
nucleares españolas en el período 1997-2006.
Aunque los niveles de seguridad de los reactores de tercera generación han
aumentado considerablemente con respecto a las generaciones anteriores, no
es esperable que varíe la estrategia de defensa en profundidad. Por su parte,
los diseños de los futuros reactores de cuarta generación se están centrando
en que todas las barreras de seguridad sean infalibles, basándose tanto como
sea posible en sistemas pasivos y minimizando los activos. Del mismo modo,
probablemente la estrategia seguida será la de defensa en profundidad.
Cuando una parte de cualquiera de esos niveles, compuestos a su vez por
múltiples sistemas y barreras, falla (por defecto de fabricación, desgaste, o
53
cualquier otro motivo), se produce un aviso a los controladores que a su vez
se lo comunican a los inspectores residentes en la central nuclear. Si los
inspectores consideran que el fallo puede comprometer el nivel de seguridad
en cuestión elevan el aviso al organismo regulador (en España el CSN). A
estos avisos se les denomina sucesos notificables. En algunos casos, cuando el
fallo puede hacer que algún parámetro de funcionamiento de la central
supere las Especificaciones Técnicas de Funcionamiento (ETF) definidas en el
diseño de la central (con unos márgenes de seguridad), se produce un paro
automático de la reacción en cadena llamado SCRAM. En otros casos la
reparación de esa parte en cuestión (una válvula, un aspersor, una
compuerta,...) puede llevarse a cabo sin detener el funcionamiento de la
central.
Si cualquiera de las barreras falla aumenta la probabilidad de que suceda un
accidente. Si varias barreras fallan en cualquiera de los niveles, puede
finalmente producirse la ruptura de ese nivel. Si varios de los niveles fallan
puede producirse un accidente, que puede alcanzar diferentes grados de
gravedad. Esos grados de gravedad se organizaron en la Escala Internacional
de Accidentes Nucleares (INES) por el OIEA y la AEN, iniciándose la escala
en el 0 (sin significación para la seguridad) y acabando en el 7 (accidente
grave). El incidente (denominados así cuando se encuentran en grado 3 o
inferiores) el más grave ocurrido en España fue el de Vandellós I en 1989,
catalogado a posteriori (no existía ese año la escala en España) como de grado
3 (incidente importante).
La ruptura de varias de estas barreras (no existía independencia con el
gobierno, el diseño del reactor era de reactividad positiva, la planta no poseía
edificio de contención, no existían planes de emergencia, etc.) causó el
accidente nuclear más grave ocurrido: el accidente de Chernóbil, de nivel 7 en
la Escala Internacional de Accidentes Nucleares (INES).
Porcentaje de energía nuclear en todo el mundo y en algunos países en
particular:
54
3.5
La energía solar
La energía fotovoltaica, es tal vez el tipo de energía más confiable y de menor
impacto ecológico, ideal para ser usada en lugares aislados o de bajo
consumo, tiene la desventaja que no puede ser usada en la noche sin
inversores de conversión y que su costo todavía anda por los 30 centavos de
dólar el kilovatio hora contra 3 de las centrales térmicas grandes.
Cristales de Silicio
55
El rendimiento de estas células viene a ser de entre un 15% y un 25%, es decir,
que sólo una pequeña parte de la energía lumínica se aprovecha realmente en
forma de energía eléctrica. Este rendimiento es menor cuanto más alta es la
temperatura.
El problema fundamental que presentan las células fotovoltaicas es su alto
costo. Aunque las investigaciones recientes están logrando abaratar a un
ritmo apreciable su costo de producción, en la actualidad puede estimarse
que cada vatio de potencia que se consigue merced a las pilas fotovoltaicas
cuesta alrededor de 10 dólares, lo cual es excesivo. Hay otras pilas
fotovoltaicas más baratas, que se fabrican a base de sulfuro de cadmio, pero
su rendimiento es tres veces menor que el de las células de silicio. Aun
cuando las perspectivas de utilización de pilas fotovoltaicas para producir
electricidad son muy esperanzadoras a largo plazo su desarrollo está aun
comenzando y no puede esperarse una auténtica extensión de su utilización a
los costos actuales. Por el momento, su uso más eficaz consiste en su
aplicación para instalaciones de baja potencia en lugares cuya lejanía respecto
de las redes de transporte y distribución de electricidad puede hacer rentable
la puesta en marcha de este tipo de sistema a pesar de su elevado costo.
56
Sistemas térmicos solares
Constituyen una buena alternativa con todas las ventajas de la generación
fotovoltaica los sistemas térmicos solares son capaces de generar electricidad
a 8 centavos el kilovatio hora. Estos sistemas consisten esencialmente de
concentradores solares ya sea paneles o espejos que concentran los rayos del
sol en un fluido que se calienta y que a su vez se usa para producir trabajo.
Vale la pena decir que a pesar de todos los progresos tecnológicos la energía
solar aun cuando es la más conveniente no es capaz de ser todavía la única
fuente de energía, y deberá usarse durante muchos años más como una
fuente complementaria de energía, es la alternativa del futuro y debe empezar
a usarse en nuestro país en su forma térmica y fotovoltaica.
Habitualmente, se suele dividir a los sistemas de aprovechamiento de energía
solar por vía térmica en dos grupos.
La utilización de la energía solar a baja y media temperatura
La utilización de energía solar a alta temperatura
a. Los sistemas de aprovechamiento a baja y media temperatura.
Son los que ofrecen posibilidades más interesantes a corto plazo,
utilizándose de cara a servicios de tipo domésticos, tales como la
producción de agua caliente sanitaria, calefacción, climatización de
piscinas, invernaderos, secaderos, etc.
Normalmente, resulta conveniente en estos casos disponer de sistemas
solares con apoyo de algún sistema convencional de producción de
energía, para garantizar que el suministro energético es el adecuado,
ya que, -como se señala anteriormente- la energía solar tiene un
carácter disperso y semi-aleatorio, y, por lo tanto, pudiera suceder en
un momento dado que la ausencia de una radiación solar suficiente
hiciera imposible la cobertura de las necesidades energéticas mediante
el sistema solar. Por otro lado, intentar basar un servicio
exclusivamente en aportaciones energéticas de origen solar implicaría
tener que instalar sistemas solares de grandes dimensiones y a precios
57
aún prohibitivos, por lo que los sistemas mixtos solar-convencionales
resultan más racionales por el momento.
El aprovechamiento de energía solar a baja temperatura se puede
realizar a partir de varias vías diferentes.

Mediante la utilización pasiva de la energía solar o arquitectura
solar.
En efecto, arquitectos, promotores y constructores comienzan a ser sensibles
ante las posibilidades que ofrecen la energía solar, por lo que intentan cada
vez más que las viviendas que construyen se adapten adecuadamente al
entorno y al clima en el que se encuentran localizados, evitando proyectos
irracionales desde el punto de vista energético.
Estas casas, por ejemplo tienen amplios ventanales orientados hacia el sur
para calentar el interior en invierno y unas persianas diseñadas para generar
un espacio refrigerado en el interior en verano. Además las paredes se
construyen de materiales cerámicos que en invierno guardan el calor y en
verano lo expulsan además de utilizar depósitos de agua para guardar el
calor para la noche de invierno.

Mediante los sistemas solares basados en colectores. Un colector
o captor es un instrumento que absorbe el calor proporcionado
por el Sol con un mínimo de pérdidas y los transmite a un fluido
58
(aire o más frecuentemente, agua). Generalmente se emplea
para producir agua caliente de uso doméstico o para hacer
funcionar sistemas de calefacción. Los hay de dos tipos: los
sistemas de colectores planos y los sistemas de colectores de
concentración.
Colectores planos: son actualmente los más difundidos y representan
alrededor del 90% de la producción de colectores.
Se componen esquemáticamente de una lámina plana, o placa, capaz de
absorber eficientemente la radiación solar y convertirla en calor, y de una
59
serie de tubos en buen contacto térmico con la placa, por los que circula un
líquido refrigerante (generalmente agua o agua con anticongelante). Este
líquido que circula por los canales de distribución sirve para transmitir el
calor absorbido por la placa a un sistema de producción de agua caliente o a
un sistema de calefacción.
La lámina es habitualmente metálica (de cobre o acero inoxidable,
principalmente) y a menudo está recubierta de un tratamiento selectivo
especial para hacer que la absortancia de la radiación solar por parte de la
superficie de la lámina sea más intensa. Para disminuir las pérdidas de calor
del colector, la parte posterior de la lámina posee un aislamiento térmico, y la
parte superior una cubierta de láminas transparentes de cristal o -en algunos
casos- plástico, que reduce las pérdidas de calor por radiación y convierte al
colector en una especie de invernadero. Por último, una caja metálica es el
soporte de todos estos elementos.
Los colectores de concentración
Se utilizan para instalaciones que trabajan a media temperatura, Estos
colectores concentran la radiación solar que recibe la superficie captadora en
un elemento receptor de superficie muy reducida (un punto, una línea). Al ser
el receptor más pequeño que en los colectores planos puede estar fabricado a
partir de materiales más sofisticados y caros que permiten una mejor
absorción de la energía solar, por otro lado, al recibir la radiación solar de
manera concentrada los colectores de concentración son capaces de
proporcionar temperaturas de hasta 300ºC con buenos rendimientos.
Las centrales de colectores de concentración se utilizan para generar vapor a
alta temperatura con destino a procesos industriales, para producir energía
eléctrica, etc. Hay colectores de concentración de varios tipos. Pero todos ellos
tienen en común que exigen estar dotados, para ser eficientes, de un sistema
de seguimiento que les permita permanecer constantemente situados en la
mejor posición para recibir los rayos del sol a lo largo del día.
60
Campos de colectores solares de
concentración en la Plataforma Solar
de Almería.
Los sistemas de seguimiento del sol de estos colectores son de varios tipos. El
colector de concentración cilíndrico-parabólico (uno de los más difundidos)
suele utilizar un reloj o sensor óptico. Este último combinado con un
servomotor, hace girar al colector siguiendo la dirección del sol.
Uno de los inconvenientes de la mayoría de los colectores de concentración (y
entre ellos, del cilíndrico parabólico) es que sólo aprovechan la radiación
directa del Sol, es decir, que sólo aprovechan los rayos solares que realmente
inciden sobre su superficie. No son capaces, por el contrario, de captar la
radiación solar difusa. Por ello, no resultan convenientes en zonas climáticas
que, aunque reciben una aceptable cantidad de radiación solar, son
relativamente nubosas. Sólo resultan realmente eficaces en zonas
auténticamente soleadas.
Esquema de una central eléctrica solar con colectores cilindro-parabólicos.
Los sistemas de aprovechamiento de energía solar a alta temperatura
El aprovechamiento de energía solar, a alta temperatura, para producir
electricidad mediante vía termodinámica se basa en principios análogos a los
que pueden contemplarse en una central eléctrica convencional que quema
carbón o petróleo. Se consigue que la radiación solar caliente a alta
temperatura un fluido primario (el fluido caloportador). Este fluido transmite
el calor a un circuito secundario por el que circula un segundo fluido que, tras
transformarse en vapor por la acción del calor, pone en marcha una turbina
acoplada a un alternador. En algunos casos, es el propio fluido primario el
que, convertido en vapor, acciona la turbina. Generalmente, todas estas
instalaciones solares tienen incorporado un dispositivo que permite
almacenar una cierta cantidad de energía en forma de calor para paliar en lo
posible las fluctuaciones que puede presentar la radiación solar.
62
Plataforma Solar de Almería, con las
centrales DCS (colectores cilíndricosparabólicos) y CRS (tipo torre
central), al fondo la CESA-1, también
de torre central.
EL heliostato.
Hay diversos tipos de centrales solares basadas en este principio. Las hay de
caldera única, de receptores distribuidos, de discos parabólicos, etc. No
obstante, las más extendidas son las centrales solares termoeléctricas de
receptor central. En ellas, la radiación solar incide en un "campo de
heliostatos".
Esquema de una Central Eléctrica
Solar con Heliostatos.
Torre central de la CESA-1 y plano
parcial del campo de heliostatos.
Este es una amplia superficie cubierta de grandes espejos (heliostatos) que
concentran la radiación solar captada en un receptor.
Los sistemas más comunes de este tipo tienen el receptor instalado en una
torre, por lo que reciben el nombre de centrales solares de tipo torre central.
Los heliostatos constan de una estructura soporte y de una superficie
reflectante. Asimismo, tienen incorporados unos mecanismos que permiten
que la superficie reflectante se mueva según dos ejes de giro, de modo que
pueda captar de la mejor forma y en cada momento la radiación solar y
concentrarla en el receptor instalado en la torre. Para mover los heliostatos, se
utilizan medios electrónicos: cada espejo recibe periódicamente las órdenes
que emite un programa incorporado a un ordenador central. El receptor tiene
una serie de tubos por los que circula un fluido primario (agua, sodio, sales
fundidas, aire,..., depende de la instalación) que transmite la energía recibida
a un fluido secundario que, convertido en vapor, acciona una turbina. En
algunas instalaciones, es el propio fluido primario quien, convertido en vapor
por efecto de la radiación solar, acciona directamente la turbina, sin necesidad
del fluido secundario. En determinadas centrales, el fluido primario transmite
la energía previamente al dispositivo de almacenamiento, y luego se sigue el
ciclo termodinámico habitual.
3. 6
La energía hidroeléctrica
Es una forma de energía con una tecnología madura y ha sido una buena
alternativa desde hace mucho tiempo, tiene como desventajas que requiere
una fuerte inversión de capital y tiene altos costos ambientales en la forma de
construcción de represas, tala del bosque movilización de personas, aun
cuando el número de sitios donde se puede usar es limitado la construcción
de pequeñas hidroeléctricas es una alternativa para las naciones en desarrollo,
proyectos del orden de 50 a 100 megavatios.
Las ventajas de las centrales hidroeléctricas son evidentes:
a. No requieren combustible, sino que usan una forma renovable de
energía, constantemente repuesta por la naturaleza de manera gratuita.
b. Es limpia, pues no contamina ni el aire ni el agua.
c. A menudo puede combinarse con otros beneficios, como riego,
protección contra las inundaciones, suministro de agua, caminos,
navegación y aún ornamentación del terreno y turismo.
d. Los costos de mantenimiento y explotación son bajos.
e. Las obras de ingeniería necesarias para aprovechar la energía
hidráulica tienen una duración considerable.
f. La turbina hidráulica es una máquina sencilla, eficiente y segura, que
puede ponerse en marcha y detenerse con rapidez y requiere poca
vigilancia siendo sus costos de mantenimiento, por lo general,
reducidos.
Contra estas ventajas deben señalarse ciertas desventajas:
a. Los costos de capital por kilovatio instalado son con frecuencia muy
altos.
b. El emplazamiento, determinado por características naturales, puede
estar lejos del centro o centros de consumo y exigir la construcción de
un sistema de transmisión de electricidad, lo que significa un aumento
de la inversión y en los costos de mantenimiento y pérdida de energía.
c. La construcción lleva, por lo común, largo tiempo en comparación con
la de las centrales termoeléctricas.
65
d. La disponibilidad de energía puede fluctuar de estación en estación y
de año en año.
Tipo de Centrales Hidroeléctricas
Central Hidroeléctrica de Pasada
Una central de pasada es aquella en que no existe una acumulación apreciable
de agua "corriente arriba" de las turbinas. En una central de este tipo las
turbinas deben aceptar el caudal disponible del río "como viene", con sus
variaciones de estación en estación, o si ello es imposible el agua sobrante se
pierde por rebosamiento.
En ocasiones un embalse relativamente pequeño bastará para impedir esa
pérdida por rebosamiento.
El esquema de una central de este tipo puede ser el siguiente:
PLANTA
66
CORTE
Central Hidroeléctrica con Embalse de Reserva
En la misma se aprovecha un estrechamiento del río, y la obra del edificio de
la central (casa de máquinas) puede formar parte de la misma presa.
El desnivel entre "aguas arriba" y "aguas abajo", es reducido, y si bien se
forma un remanso de agua a causa del azud, no es demasiado grande.
Este tipo de central, requiere un caudal suficientemente constante para
asegurar a lo largo del año una potencia determinada.En este tipo de proyecto
se embalsa un volumen considerable de líquido "aguas arriba" de las turbinas
mediante la construcción de una o más presas que forman lagos artificiales. El
embalse permite graduar la cantidad de agua que pasa por las turbinas. Del
volumen embalsado depende la cantidad que puede hacerse pasar por las
turbinas.
Con embalse de reserva puede producirse energía eléctrica durante todo el
año aunque el río se seque por completo durante algunos meses, cosa que
sería imposible en un proyecto de pasada.
Las centrales con almacenamiento de reserva exigen por lo general una
inversión de capital mayor que las de pasada, pero en la mayoría de los casos
permiten usar toda la energía posible y producir kilovatios-hora más baratos.
Pueden existir dos variantes de estas centrales hidroeléctricas:
67
a. La de casa de máquina al pie de la presa: En las figuras siguientes
observamos en Planta y Corte el esquema de una central de este tipo:
PLANTA
CORTE
La casa de máquinas suele estar al pie de la presa, como ilustra el dibujo, en
estos tipos de central, el desnivel obtenido es de carácter mediano.
68
b. Aprovechamiento por derivación del agua:
En las figuras siguientes tenemos un esquema en Planta y Corte de una
central de este tipo:
PLANTA
69
En el lugar apropiado por la topografía del
terreno, se ubica la obra de toma de agua, y el
líquido se lleva por medio de canales, o
tuberías de presión, hasta las proximidades
de la casa de máquinas.
Allí se instala la chimenea de equilibrio, a
partir de la cual la conducción tiene un
declive más pronunciado, para ingresar
finalmente a la casa de máquinas.
La chimenea de equilibrio es un simple
conducto vertical que asegura al cerrar las
válvulas de la central, que la energía cinética
que tiene el agua en la conducción, se libere
en ese elemento como un aumento de nivel y
se transforme en energía potencial.
Los desniveles en este tipo de central suelen ser mayores comparados con los
que se encuentran en los tipos anteriores de centrales.
70
Centrales Hidroeléctricas de Bombeo
Las centrales de bombeo son un tipo especial de centrales hidroeléctricas que
posibilitan un empleo más racional de los recursos hidráulicos de un país.
Disponen de dos embalses situados a diferente nivel. Cuando la demanda de
energía eléctrica alcanza su máximo nivel a lo largo del día, las centrales de
bombeo funcionan como una central convencional generando energía. Al caer
el agua, almacenada en el embalse superior, hace girar el rodete de la turbina
asociada a un alternador. Después el agua queda almacenada en el embalse
inferior. Durante las horas del día en la que la demanda de energía es menor
el agua es bombeada al embalse superior para que pueda hacer el ciclo
productivo nuevamente.
Para ello la central dispone de grupos de motores-bomba o, alternativamente,
sus turbinas son reversibles de manera que puedan funcionar como bombas y
los alternadores como motores.
Situada en el curso alto del Aragón (España), casi en su cabecera, la Central
de Ip es la más importante de las obras realizadas para la regulación y
aprovechamiento hidroeléctrico de las aguas de este río, procedentes de los
deshielos de las cumbres pirenaicas.
71
Consta, en síntesis, de un embalse superior —utilizando el ibón de Ip— capaz
de regular las aportaciones naturales de la pequeña cuenca propia, la del
vecino ibón de Iserías y otros de posible captación, y de recibir, a la vez, la
aportación por bombeo que se produzca. Un embalse inferior sobre el Aragón
permite tanto la recepción del agua turbinada y su almacenamiento hasta la
hora aconsejable de bombeo como la regulación de parte de las aportaciones
naturales del río.
Principales componentes de una Central Hidroeléctrica
La Presa
El primer elemento que encontramos en una central hidroeléctrica es la presa
o azud, que se encarga de atajar el río y remansar las aguas. Con estas
construcciones se logra un determinado nivel del agua antes de la contención,
y otro nivel diferente después de la misma. Ese desnivel se aprovecha para
producir energía.
Las presas pueden clasificarse por el material empleado en su construcción
en:
Presa de tierra
72
Presa de
hormigón
Las presas de hormigón son las más utilizadas y se puede a su vez clasificar
en:
De gravedad: Como se
muestra en la figura tienen un
peso
adecuado
para
contrarrestar el momento de
vuelco que produce el agua
73
De bóveda: Necesita menos
materiales que las de gravedad
y se suelen utilizar en
gargantas
estrechas.
En estas la presión provocada
por el agua se transmite
íntegramente a las laderas por
el efecto del arco.
Los Aliviaderos
Los aliviaderos son elementos vitales de la presa que tienen como misión
liberar parte del agua detenida sin que esta pase por la sala de máquinas. Se
encuentran en la pared principal de la presa y pueden ser de fondo o de
superficie. Además, los aliviaderos sirven para liberar si es preciso, grandes
cantidades de agua o atender necesidades de riego. Para evitar que el agua
pueda producir desperfectos al caer desde gran altura, los aliviaderos se
diseñan para que la mayoría del líquido se pierda en una cuenca que se
encuentra a pie de presa, llamada de amortiguación. Para conseguir que el
agua salga por los aliviaderos existen grandes compuertas, de acero que se
pueden abrir o cerrar a voluntad, según la demanda de la situación.
Tomas de agua
Las tomas de agua son construcciones adecuadas que permiten recoger el
líquido para llevarlo hasta las máquinas por medios de canales o tuberías.
74
Las tomas de agua de las que parten varios conductos hacia las tuberías, se
hallan en la pared anterior de la presa que entra en contacto con el agua
embalsada. Estas tomas además de unas compuertas para regular la cantidad
de agua que llega a las turbinas, poseen unas rejillas metálicas que impiden
que elementos extraños como troncos, ramas, etc. puedan llegar a los álabes y
producir desperfectos.
El canal de derivación se utiliza para conducir agua desde la presa hasta las
turbinas de la central. Generalmente es necesario hacer la entrada a las
turbinas con conducción forzada siendo por ello preciso que exista una
cámara de presión donde termina el canal y comienza la turbina. Es bastante
normal evitar el canal y aplicar directamente las tuberías forzadas a las tomas
debido a las variaciones de carga del alternador o a condiciones imprevistas
se utilizan las chimeneas de equilibrio que evitan las sobrepresiones en las
tuberías forzadas y álabes de las turbinas. A estas sobrepresiones se les
denomina "golpe de ariete". Cuando la carga de trabajo de la turbina
disminuye bruscamente se produce una sobrepresión positiva, ya que el
regulador automático de la turbina cierra la admisión de agua. La chimenea
de equilibrio consiste en un pozo vertical situado lo más cerca posible de las
turbinas. Cuando existe una sobrepresión de agua esta encuentra menos
resistencia para penetrar al pozo que a la cámara de presión de las turbinas
haciendo que suba el nivel de la chimenea de equilibrio. En el caso de
depresión ocurrirá lo contrario y el nivel bajará. Con esto se consigue evitar el
golpe de ariete. Actúa de este modo la chimenea de equilibrio como un
75
muelle hidráulico o un condensador eléctrico, es decir, absorbiendo y
devolviendo energía al agua de las presas.
Casa de máquinas
Es la construcción en donde se ubican las máquinas (turbinas, alternadores,
etc.) y los elementos de regulación y comando. En la figura siguiente tenemos
el corte esquemático de una central de caudal elevado y baja caída. La presa
comprende en su misma estructura a la casa de máquinas. Se observa en la
figura que la disposición es compacta, y que la entrada de agua a la turbina se
hace por medio de una cámara construida en la misma presa. Las compuertas
de entrada y salida se emplean para poder dejar sin agua la zona de las
máquinas en caso de reparación o desmontajes.
76
1. Embalse.
2. Presa de contención.
3. Entrada de agua a las
máquinas (toma), con reja.
4. Conducto de entrada del
agua.
5. Compuertas planas de
entrada,
en
posición
"izadas".
6. Turbina hidráulica.
7. Alternador.
8. Directrices para regulación
de la entrada de agua a la
turbina.
9. Puente de grúa de la sala
de máquinas.
10. Salida de agua (tubo de
aspiración.
11. Compuertas planas de
salida,
en
posición
"izadas".
12. Puente
grúa
para
maniobrar compuertas de
salida.
13. Puente
grúa
para
maniobrar compuertas de
entrada.
En la figura siguiente mostramos el croquis de una central de baja caída y alto
caudal, como la anterior, pero con grupos generadores denominados "a
bulbo", que están totalmente sumergidos en funcionamiento.
77
1. Embalse.
2. Conducto de entrada
de agua.
3. Compuertas
de
entrada "izadas".
4. Conjunto de bulbo
con la turbina y el
alternador.
5. Puente grúa de las
sala de máquina.
6. Mecanismo de izaje
de las compuertas
de salida.
7. Compuerta
de
salida "izada".
8. Conducto de salida.
En la figura que sigue se muestra el corte esquemático de una central de
caudal mediano y salto también mediano, con la sala de máquinas al pie de la
presa. El agua ingresa por las tomas practicadas en el mismo dique, y es
llevada hasta las turbinas por medio de conductos metálicos embutidos en el
dique.
1. Embalse.
2. Toma de agua.
3. Conducto
metálico
embutido en la presa.
4. Compuertas
de
entrada en posición de
izada.
5. Válvulas de entrada
de agua a turbinas.
6. Turbina.
7. Alternador.
8. Puente grúa de la
central.
9. Compuerta de salidas
78
"izada".
10. Puente
grúa
para
izada de la compuerta
de salida.
11. Conducto de salida.
En la figura siguiente tenemos el esquema de una central de alta presión y
bajo caudal. Este tipo de sala de máquinas se construye alejada de la presa. El
agua llega por medio de una tubería a presión desde la toma, por lo regular
alejada de la central y en el trayecto suele haber una chimenea de equilibrio.
La alta presión del agua que se presenta en estos casos obliga a colocar
válvulas para la regulación y cierre, capaces de soportar el golpe de ariete.
1. Conducto
forzado
desde la chimenea de
equilibrio.
2. Válvula de regulación
y cierre.
3. Puente grúa de sala de
válvulas.
4. Turbina.
5. Alternador.
6. Puente grúa de la sala
de máquinas.
7. Compuertas de salida,
en posición "izadas".
8. Puente grúa para las
compuertas de salida.
9. Conducto de salida
(tubo de aspiración).
Turbinas Hidráulicas
Hay tres tipos principales de turbinas hidráulicas:


La rueda Pelton
La turbina Francis
79

La de hélice o turbina Kaplan
El tipo más conveniente dependerá en cada caso del salto de agua y de la
potencia de la turbina. En términos generales:



La rueda Pelton conviene para saltos grandes.
La turbina Francis para saltos medianos.
La turbina de hélice o turbina Kaplan para saltos pequeños.
Rueda Pelton
En la figura se muestra un croquis de la turbina en conjunto para poder
apreciar la distribución de los componentes fundamentales. Un chorro de
agua convenientemente dirigido y regulado, incide sobre las cucharas del
rodete que se encuentran uniformemente distribuidas en la periferia de la
rueda. Debido a la forma de la cuchara, el agua se desvía sin choque,
cediendo toda su energía cinética, para caer finalmente en la parte inferior y
salir de la máquina. La regulación se logra por medio de una aguja colocada
dentro de la tubería. Este tipo de turbina se emplea para saltos grandes y
presiones elevadas.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Rodete.
Cuchara.
Aguja.
Tobera.
Conducto de entrada.
Mecanismo de regulación.
Cámara de salida.
80
Turbina Pelton y alternador.
Rodete y cuchara de una turbina Pelton.
Para saltos medianos se emplean las turbinas Francis, que son de reacción.
En el dibujo podemos apreciar la forma
general de un rodete y el hecho importante
de que el agua entre en una dirección y salga
en otra a 90º, situación que no se presenta en
las ruedas Pelton. Las palas o álabes de la
rueda Francis son alabeadas.
Un hecho también significativo es que estas turbinas en vez de toberas, tienen
una corona distribuidora del agua. Esta corona rodea por completo al rodete.
Para lograr que el agua entre radialmente al rodete desde la corona
distribuidora existe una cámara espiral o caracol que se encarga de la
adecuada dosificación en cada punto de entrada del agua. El rodete tiene los
álabes de forma adecuada como para producir los efectos deseados sin
remolinos ni pérdidas adicionales de carácter hidrodinámico.
Turbina Kaplan
En los casos en que el agua sólo circule en dirección axial por los elementos
del rodete, tendremos las turbinas de hélice o Kaplan. Las turbinas Kaplan
tienen álabes móviles para adecuarse al estado de la carga. Estas turbinas
81
aseguran un buen rendimiento aún con bajas velocidades de rotación. La
figura muestra un croquis de turbina a hélice o Kaplan.
Desarrollo de la energía hidroeléctrica
La primera central hidroeléctrica se construyó en 1880 en Northumberland,
Gran Bretaña. El renacimiento de la energía hidráulica se produjo por el
desarrollo del generador eléctrico, seguido del perfeccionamiento de la
turbina hidráulica y debido al aumento de la demanda de electricidad a
principios del siglo XX. En 1920 las centrales hidroeléctricas generaban ya una
parte importante de la producción total de electricidad.
La tecnología de las principales instalaciones se ha mantenido igual durante
el siglo XX. Las centrales dependen de un gran embalse de agua contenido
por una presa. El caudal de agua se controla y se puede mantener casi
constante. El agua se transporta por unos conductos o tuberías forzadas,
controlados con válvulas y turbinas para adecuar el flujo de agua con
respecto a la demanda de electricidad. El agua que entra en la turbina sale por
los canales de descarga. Los generadores están situados justo encima de las
82
turbinas y conectados con árboles verticales. El diseño de las turbinas
depende del caudal de agua; las turbinas Francis se utilizan para caudales
grandes y saltos medios y bajos, y las turbinas Pelton para grandes saltos y
pequeños caudales.
Además de las centrales situadas en presas de contención, que dependen del
embalse de grandes cantidades de agua, existen algunas centrales que se
basan en la caída natural del agua, cuando el caudal es uniforme. Estas
instalaciones se llaman de agua fluente. Una de ellas es la de las Cataratas del
Niágara, situada en la frontera entre Estados Unidos y Canadá.
A principios de la década de los noventa, las primeras potencias productoras
de hidroelectricidad eran Canadá y Estados Unidos. Canadá obtiene un 60%
de su electricidad de centrales hidráulicas. En todo el mundo, la
hidroelectricidad representa aproximadamente la cuarta parte de la
producción total de electricidad, y su importancia sigue en aumento. Los
países en los que constituye la fuente de electricidad más importante son
Noruega (99%), Zaire (97%) y Brasil (96%). La central de Itaipú, en el río
Paraná, está situada entre Brasil y Paraguay; se inauguró en 1982 y tiene la
mayor capacidad generadora del mundo.
Presa de Itaipú En esta fotografía aérea puede observarse la presa de Itaipú,
proyecto conjunto de Brasil y Paraguay sobre las aguas del río Paraná, y su
central hidroeléctrica, una de las mayores del mundo, de la que se obtienen
83
importantes recursos energéticos para ambos países y el conjunto regional.
Con una altura de 196 m, y 8 km. de largo, cuenta con 14 vertederos que
actúan como cataratas artificiales. Como referencia, la presa Grand Coulee, en
Estados Unidos, genera unos 6.500 Mw y es una de las más grandes. En
algunos países se han instalado centrales pequeñas, con capacidad para
generar entre un kilovatio y un megavatio. En muchas regiones de China
hasta hace poco, estas pequeñas presas eran la principal fuente de
electricidad. Otras naciones en vías de desarrollo están utilizando este sistema
con buenos resultados.
3.7
La biomasa
Consiste en madera y producción de energía a partir de desechos orgánicos,
Brasil ha tenido un amplio programa en este sentido. Sus dificultades son que
la combustión de biomasa también produce dióxido de carbono, altera la
acidez de los suelos y tal vez su peor efecto es que la producción de biomasa
compite por la tierra para la producción de alimentos, esto aliado a la
producción de alimentos para exportación tiende a producir un desequilibrio
proteínico en la región, debe usarse creemos nosotros en proyectos conjuntos
de producción de alimentos en los cuales la biomasa sea un subproducto.
3.8
La energía eólica
Antes que la energía eólica puede ser una fuente segura de energía es
necesario que aparezcan sistemas que tengan una producción de trabajo
estable a diferentes velocidades de operación del rotor, Suecia ha considerado
su utilización en gran escala. En los países en desarrollo se le puede dar
utilizaciones específicas en bombas de agua.
Historia
Aunque el aprovechamiento de la energía eólica data de las épocas más
remotas de la humanidad (existen grabados egipcios sobre navegación a vela
fechados 500 años a. c) la primera noticia que se tiene al respecto se refiere a
un molino que Herón de Alejandría construyó en el siglo II antes de C. para
proporcionar aire a su órgano.
84
Los más antiguos molinos que se conocen eran de eje vertical. Hacia el siglo
VIII aparecieron en Europa, procedentes del este, grandes molinos de eje
horizontal con cuatro aspas. Su fabricación en gran número, en particular por
los holandeses, les hizo alcanzar una gran firmeza, pese a que, debido a las
dimensiones de sus aspas distaban mucho de recoger el máximo de potencia.
Necesitaban una regulación de la orientación de la tela. Los molinos de viento
de eje horizontal han de hacer siempre frente al viento. Estos molinos eran
muy adecuados para vientos del orden de 5 m/s, es decir, unos 20 km./h.
Es a partir de los siglos XII-XIII cuando empieza a generalizarse el uso de los
molinos de viento para la elevación de agua y la molienda de grano, los más
antiguos aparecieron en Turquía, en Irán y en Afganistán. A principios del
siglo XII. Europa se llenó a su vez de molinos, sobre todo en Bélgica y en los
Países Bajos. Los molinos holandeses tienen cuatro aspas de lona, mientras
que los de Baleares y Portugal tienen seis, y los de Grecia, doce. Los molinos
con gran número de palas determinan velocidades de rotación relativamente
bajas y un funcionamiento útil a partir de velocidades del viento del orden de
2 m/s.
85
Fue entre las dos últimas guerras cuando aparecieron, como consecuencia de
los progresos técnicos de las hélices de aviación, los grandes aerogeneradores
de dos o tres palas. En ellos se transforma la energía cinética del viento en
energía mecánica primero y en energía eléctrica posteriormente.
Origen de la Energía Eólica
Todas las fuentes de energía renovables (excepto la mareomotriz y la
geotérmica), incluso la de los combustibles sólidos, provienen, en último
término, del Sol. El Sol irradia 1014 kw·h de energía hacia la Tierra. En otras
palabras, si tenemos en cuenta que 1 kw·h = 3.600.000 julios y esta energía se
transmite en una hora, la Tierra recibe del Sol 1017 w de potencia.
Alrededor de un 1 a un 2% de la energía proveniente del Sol es convertible en
energía eólica. Esto supone una energía alrededor de 50 a 100 veces superior a
la convertida en biomasa por todas las plantas de la Tierra.
El viento se produce por las diferencias de temperaturas que alcanzan
diferentes partes de la Tierra.
Las regiones alrededor del
ecuador, a 0º de latitud, son
calentadas por el sol más que
las zonas del resto del globo. Las áreas calientes están indicadas en la foto en
colores cálidos, rojo, naranja y amarillo. (Foto
tomada de un satélite de la NASA, NOAA-7, en
julio de 1984).
El aire caliente es más ligero
que el aire frío, por lo que
subirá hasta alcanzar una
altura aproximada de 10 km
y se extenderá hacia el norte
y hacia el sur.
Si el globo terrestre no rotara,
el aire simplemente llegaría
al Polo Norte y al Polo Sur.
87
Si consideramos el movimiento de rotación de la Tierra, el modelo de
circulación global del aire sobre el planeta se hace mucho más complicado.
En el hemisferio norte, el movimiento del aire en las capas altas tiende a
desviarse hacia el Este y en las capas bajas hacia el Oeste, por efecto de las
fuerzas de inercia de Coriolis. En el hemisferio sur ocurre al contrario.
Estas fuerzas de Coriolis aparecen en todas las partículas cuyo movimiento
esté asociado a unos ejes de referencia que a su vez está sometido a un
movimiento de rotación.
De esta forma, el ciclo que aparecía en un planeta
estático, ahora se subdivide. El aire que asciende en la
zona cálida del ecuador se dirige hacia el polo a una
velocidad de 2m/s, desviándose hacia el Este a
medida que avanza hacia el Norte. Al alcanzar la zona
subtropical, su componente es demasiado elevada y
desciende, volviendo al ecuador por la superficie.
Por encima de este ciclo subtropical se forma otro de
característica semejante aunque en este caso es el aire
cálido que ha descendido en la zona subtropical, es el
que se desplaza por la superficie terrestre hasta que
alcanza la zona subpolar, en donde vuelve a ascender
enlazando con el ciclo polar.
Este modelo de circulación, todavía se ve perturbado por la formación de
torbellinos que se generan en las zonas de interpolación de los diferentes
ciclos. La componente transversal de la velocidad del viento genera unas olas,
que poco a poco se van incrementando hasta que la circulación se rompe,
produciéndose unos torbellinos que se mueven independientemente. Estos
núcleos borrascosos se generan periódicamente y transportan grandes masas
de aire frío hacia el sur alterando las condiciones climáticas en zonas de
latitud inferior.
Direcciones de viento dominantes
Latitud 90-
60-
30-0°N 0-30°S 30-60°S 60-90°S
88
60°N
Dirección NE
30°N
SO
NE
SE
NO
SE
Las direcciones dominantes del viento son importantes para el
emplazamiento de un aerogenerador, ya que obviamente querremos situarlo
en un lugar en el que haya el mínimo número de obstáculos posibles para las
direcciones dominantes del viento. Sin embargo la geografía local puede
influenciar en los resultados de la tabla anterior.
Vientos locales: brisas marinas
Aunque los vientos globales son importantes en la determinación de los
vientos dominantes de un área determinada, las condiciones climáticas
locales pueden influir en las direcciones de vientos más comunes. Los vientos
locales siempre se superponen en los sistemas eólicos a más gran escala, esto
es, la dirección del viento es influenciada por la suma de los efectos global y
local. Cuando los vientos a más gran escala son suaves, los vientos locales
pueden dominar los regímenes de viento.
Brisas marinas
Durante el día la tierra se calienta más rápidamente que el mar por efecto del
sol. El aire sube, circula hacia el mar, y crea una depresión a nivel del suelo
que atrae al aire frío del mar. Esto es lo que se llama brisa marina. A menudo
hay un periodo de calma al anochecer, cuando las temperaturas del suelo y
del mar se igualan. Durante la noche los vientos soplan en sentido contrario.
89
Normalmente durante la noche la brisa terrestre tiene velocidades inferiores,
debido a que la diferencia de temperaturas entre la tierra y el mar es más
pequeña. El conocido monzón del sureste asiático es en realidad una forma a
gran escala de la brisa marina y la brisa terrestre, variando su dirección según
la estación, debido a que la tierra se calienta o enfría más rápidamente que el
mar.
Vientos locales: vientos de montaña
Las regiones montañosas muestran modelos de clima muy interesantes. Un
ejemplo es el viento del valle que se origina en las laderas que dan al sur (o en
las que dan al norte en el hemisferios sur). Cuando las laderas y el aire
próximo a ellas están calientes la densidad del aire disminuye, y el aire
asciende hasta la cima siguiendo la superficie de la ladera. Durante la noche
la dirección del viento se invierte, convirtiéndose en un viento que fluye
ladera abajo. Si el fondo del valle está inclinado, el aire puede ascender y
descender por el valle; este efecto es conocido como viento de cañón. Los
vientos que soplan en las laderas a sotavento pueden ser bastante potentes.
Ejemplos de ello son: El Fhon de los Alpes en Europa, el Chinook en las
Montañas Rocosas y el Zonda en los Andes. Ejemplos de otros sistemas de
vientos locales son el Mistral, soplando a lo largo del valle del Rhone hasta el
Mar Mediterráneo, y el Siroco, un viento del sur proveniente del Sahara que
sopla hacia el Mar Mediterráneo.
90
Los aerogeneradores desvían el viento
Un aerogenerador desviará el viento antes incluso de que el viento llegue al
plano del rotor. Esto significa que nunca seremos capaces de capturar toda la
energía que hay en el viento utilizando un aerogenerador. En la imagen de
arriba tenemos el viento que viene desde la derecha y usamos un mecanismo
para capturar parte de la energía cinética que posee el viento (en este caso
usamos un rotor de tres palas, aunque podría haberse tratado de cualquier
otro mecanismo).
El tubo de corriente
El rotor de la turbina eólica debe obviamente frenar el viento cuando captura
su energía cinética y la convierte en energía rotacional. Esto implica que el
viento se moverá más lentamente en la parte izquierda del rotor que en la
parte derecha. Dado que la cantidad de aire que pasa a través del área barrida
por el rotor desde la derecha (por segundo) debe ser igual a la que abandona
el área del rotor por la izquierda, el aire ocupará una mayor sección
transversal (diámetro) detrás del plano rotor. Este efecto puede apreciarse en
la imagen superior, donde se muestra un tubo imaginario, el llamado tubo de
corriente, alrededor del rotor de la turbina eólica. El tubo de corriente
muestra cómo el viento moviéndose lentamente hacia la izquierda ocupará un
gran volumen en la parte posterior del rotor. El viento no será frenado hasta
su velocidad final inmediatamente detrás del plano del rotor. La ralentización
se producirá gradualmente en la parte posterior del rotor hasta que la
velocidad llegue a ser prácticamente constante.
91
Distribución de la presión del aire en la parte delantera y trasera del rotor
El gráfico de la izquierda muestra la presión del
aire en el eje vertical, siendo el eje horizontal la
distancia al plano del rotor. El viento llega por la
derecha, estando situado el rotor en el centro del
gráfico.
La presión del aire aumenta gradualmente a medida que el viento se acerca al
rotor desde la derecha, ya que el rotor actúa de barrera del viento. Observe
que la presión del aire caerá inmediatamente detrás del plano del rotor (parte
izquierda), para enseguida aumentar de forma gradual hasta el nivel de
presión normal en el área.
¿Qué ocurre corriente abajo?
Corriente abajo, la turbulencia del viento provocará que el viento lento de
detrás del rotor se mezcle con el viento más rápido del área circundante. Por
lo tanto, el abrigo del viento disminuirá gradualmente tras el rotor conforme
nos alejamos de la turbina.
Potencia desarrollada por un aerogenerador
La cantidad de energía transferida al rotor por el viento depende como hemos
visto, de la densidad del aire, "d", del área de barrido del rotor, "A", y de la
velocidad del viento, "v".
La energía cinética de una masa de aire, "m", moviéndose a una velocidad,
"v", responde a la expresión:
E = 1/2 mv2
Si el volumen de aire que se mueve es "V" y tiene una densidad "d" su masa
será; m = V . d, con lo que su energía cinética será:
Ec = 1/2 dVv2
La cantidad de aire que llegará al rotor de un aerogenerador en un tiempo "t"
dependerá de: el área de barrido del rotor "A" y de la velocidad del viento.
92
El volumen del aire que
llega al rotor será:
V = Avt
La energía cinética que
aporta el aire al rotor en
un tiempo "t" será:
Ec = 1/2 dAvtv2
Ec = 1/2 dAtv3
Y la potencia aportada
al rotor será:
Ec = 1/2 dAv3
Como se observa, La potencia del viento es proporcional al cubo de la
velocidad del viento
El gráfico muestra que con una velocidad
del viento de 8 m/s obtenemos una
potencia de 314 W por cada metro
cuadrado expuesto al viento (viento
incidente perpendicularmente al área
barrida
por
el
rotor).
A 16 m/s obtendremos una potencia ocho
veces mayor, 2.509 W/m2.
Como también hemos visto anteriormente el aerogenerador ralentiza el viento
al pasar por el rotor, hasta un 2/3 de su velocidad inicial. Lo que significa
que no se aprovecha toda la energía cinética que el viento aporta al rotor,
existiendo una ley, llamada Ley de Benz que nos dice:
93
"Sólo puede convertirse menos de 16/27 (el 59%) de la energía cinética en
energía mecánica usando un aerogenerador".
Medida de la velocidad del viento
De acuerdo con lo anterior la
velocidad del viento es un dato
muy importante para el diseño de
un aerogenerador, ahora bien la
velocidad del viento no es
constante y varía a lo largo del
tiempo, es por tanto importante El anemómetro de cazoletas tiene un eje vertical y
medir la velocidad del viento en tres cazoletas que capturan el viento. El número
una determinada zona en el de revoluciones por segundo son registradas
electrónicamente. Mide la velocidad del viento en
transcurso de un año o más para
m/s. Normalmente el anemómetro está provisto
comprobar que velocidades del de una veleta para detectar la dirección del
viento son las más frecuentes.
viento.
La variación del viento en un emplazamiento típico suele describirse
utilizando la llamada "Distribución de Weibull", como la mostrada en el
dibujo:
En el eje de las X se han puesto las
velocidades del viento en m/s y en el
eje de las Y el tiempo que esas
velocidades se han conseguido a lo
largo del año, frecuencia expresada en
tanto por uno.
Se observa que los fuertes
vendavales son raros (v>14 m/s) y
que los vientos frescos y
moderados son bastante comunes.
En
este
emplazamiento
la
velocidad media a lo largo del año
ha sido de 7 m/s y la forma de la
curva está determinada por un
parámetro de forma de 2.
94
La distribución estadística de las velocidades del viento varía de un lugar a
otro del globo, dependiendo de las condiciones climáticas locales, del paisaje
y de su superficie. Por lo tanto la Distribución de Weibull puede variar tanto
en la forma como en el valor medio.
Densidad de potencia
Sabemos que el potencial de energía por segundo del aire varía
proporcionalmente al cubo de la velocidad del viento. Si multiplicamos la
potencia de cada velocidad del viento por la probabilidad de cada velocidad
del viento sacada de la gráfica de Weibull, habremos calculado la distribución
de energía eólica a diferentes velocidades del viento lo que llamamos
"densidad de potencia".
En esta gráfica el área bajo la curva gris (a lo largo del eje horizontal) nos da la
cantidad de potencia eólica por m2 de flujo de viento que puede esperarse en
este emplazamiento en particular. En este caso tenemos una velocidad media
de 7 m/s y un weibull k=2, por lo que tenemos en total 402 W/m 2. Observe
que esta potencia es casi el doble de la obtenida cuando el viento sople
constantemente a la velocidad media.
El gráfico consta de cierto número de columnas estrechas, una para cada
intervalo
de
0'1
m/s
de
la
velocidad
del
viento.
2
La altura de cada columna es la potencia (nº de W por m ), con la que cada
velocidad del viento en particular contribuye en la cantidad total de potencia
disponible por metros cuadrados. El área bajo la curva azul indica que
95
cantidad de potencia puede teóricamente convertir en potencia mecánica
(según la ley de Betz, será 16/27 de la potencia total del viento). El área total
bajo la curva roja nos dice cuál será la potencia eléctrica que un
aerogenerador producirá en dicho emplazamiento.
De este gráfico sacamos las siguientes informaciones:
a. La mayor parte de la energía eólica se encontrará a velocidades por
encima de la velocidad media del viento.
b. Velocidad de conexión:
Los aerogeneradores están diseñados para empezar a girar a
velocidades alrededor de 3-5 m/s. Es la llamada "velocidad de
conexión".
El área azul de la izquierda muestra la pequeña cantidad de potencia
perdida por este hecho.
c. Velocidad de corte:
El aerogenerador se programará para pararse a altas velocidades del
viento, de unos 25 m/s, para evitar posibles daños. La minúscula área
azul de la derecha representa la pérdida de potencia por este motivo.
Curva de potencia
96
La curva de potencia de un aerogenerador es un gráfico que nos indica la
potencia eléctrica que es capaz de generar para cada velocidad del viento.
El gráfico muestra una curva de potencia de un típico aerogenerador de 600
kW.
Las curvas de potencia se obtienen a partir de medidas en campo, donde un
anemómetro situado en un mástil toma velocidades del viento y la potencia
eléctrica se lee directamente de los aparatos de control del aerogenerador.
Coeficiente de potencia
El coeficiente de potencia indica con qué eficiencia el aerogenerador convierte
la energía del viento en electricidad.
Para calcular el coeficiente de potencia para cada velocidad dividimos el valor
de la potencia eléctrica para cada velocidad sacado de la curva de potencia
por el área de barrido del rotor, sacamos así la potencia disponible por metro
cuadrado.
Posteriormente, para cada velocidad, dividimos el resultado anterior por la
cantidad de potencia en el viento por m2.
El gráfico muestra la curva del coeficiente de potencia de un aerogenerador
típico. Aunque la eficiencia media de estos aerogeneradores suele estar por
encima del 20%, la eficiencia varía mucho con la velocidad del viento.
97
Como se puede observar, la eficiencia mecánica del aerogenerador más alta
(44%) se da a velocidades alrededor de 9 m/s. Este valor es un dato elegido
deliberadamente por los constructores de turbinas, ya que:
a. A bajas velocidades del viento la eficiencia del aerogenerador no es
importante, ya que la energía del viento no es mucha.
b. A altas velocidades la eficiencia tampoco interesa que sea muy alta por
un doble motivo, según la densidad de potencia a altas velocidades
esta es baja y además hay peligro de ruptura del aerogenerador, por lo
que este se para a esas velocidades.
Así pues, la eficiencia interesa que sea alta en aquellas zonas de velocidades
de viento más frecuentes, donde se encuentra la mayor parte de la energía.
Biomasa
En todos estos procesos hay que analizar algunas características a la hora de
enjuiciar si el combustible obtenido puede considerarse una fuente renovable
de energía:


Emisiones de CO2 (dióxido de carbono). En general, el uso de biomasa
o de sus derivados puede considerarse neutro en términos de
emisiones netas si sólo se emplea en cantidades a lo sumo iguales a la
producción neta de biomasa del ecosistema que se explota. Tal es el
caso de los usos tradicionales (uso de los restos de poda como leña,
cocinas de bosta, etc.) si no se supera la capacidad de carga del
territorio.
En los procesos industriales, puesto que resulta inevitable el uso de
otras fuentes de energía (en la construcción de la maquinaria, en el
transporte de materiales y en algunos de los procesos imprescindibles,
como el empleo de maquinaria agrícola durante el cultivo de materia
prima), las emisiones producidas por esas fuentes se contabilizan como
emisiones netas. En procesos poco intensivos en energía pueden
conseguirse combustibles con emisiones netas significativamente
menores que las de combustibles fósiles comparables. Sin embargo, el
uso de procesos inadecuados (como sería la destilación con alambique
98

tradicional para la fabricación de orujos) puede conducir a
combustibles con mayores emisiones.
Hay que analizar también si se producen otras emisiones de gases de
efecto invernadero. Por ejemplo, en la producción de biogás, un escape
accidental puede dar al traste con el balance cero de emisiones, puesto
que el metano tiene un potencial 21 veces superior al dióxido de
carbono, según el IPCC.

Tanto en el balance de emisiones como en el balance de energía útil no
debe olvidarse la contabilidad de los inputs indirectos de energía, tal es
el caso de la energía incorporada en el agua dulce empleada. La
importancia de estos inputs depende de cada proceso, en el caso del
biodiesel, por ejemplo, se estima un consumo de 20 kilogramos de
agua por cada kilogramo de combustible: dependiendo del contexto
industrial la energía incorporada en el agua podría ser superior a la del
combustible obtenido.

Si la materia prima empleada procede de residuos, estos combustibles
ayudan al reciclaje. Pero siempre hay que considerar si la producción
de combustibles es el mejor uso posible para un residuo concreto.

Si la materia prima empleada procede de cultivos, hay que considerar
si éste es el mejor uso posible del suelo frente a otras alternativas
(cultivos alimentarios, reforestación, etc.). Esta consideración depende
sobre manera de las circunstancias concretas de cada territorio.

Algunos de estos combustibles (bioetanol, por ejemplo) no emiten
contaminantes sulfurados o nitrogenados, ni apenas partículas sólidas;
pero otros sí (por ejemplo, la combustión directa de madera).
Desventajas


La incineración puede resultar peligrosa y producen sustancias toxicas.
Por ello se deben utilizar filtros y realizar la combustión a
temperaturas mayores a los 900 ºC.
No existen demasiados lugares idóneos para su aprovechamiento
ventajoso.
99


Al subir los precios se financia la tala de bosques nativos que será
reemplazado por cultivos de productos con destino a los
biocombustibles.
Según un estudio resulta más ecológico que la superficie de cultivo
dedicada a la biomasa sea aprovechada para bosques y se siga usando
petróleo antes que producir biocombustibles.
3.9
Los biocombustibles
El Biodiesel y el Etanol
Tanto el Biodiesel como el Etanol son biocombustibles, ya que ambos no
contaminan el medio ambiente. Siendo utilizados como energía para los autos
híbridos o en prototipos de aviones. Actualmente, debido a los grandes
desastres naturales producidos por el Cambio Climático y el alza del petróleo,
cada vez más escaso, es que toman importancia los biocombustibles. Aquí un
análisis de sus mayores diferencias.
El Etanol, es un alcohol que se fabrica de vegetales comestibles como la caña
de azúcar ó remolacha, el maíz, la papa ó patata, la yuca y el camote, debido a
ello es criticado por algunos grupos ambientalistas, ya que consideran que el
etanol les quita su comida a los pueblos. Brasil es el principal productor y
consumidor de etanol (45% de la producción mundial), Estados Unidos
representa el 44%, China el 6%, La Unión Europea el 3%, India el 1% y otros
países el restante 1% (incluyendo Colombia y Venezuela).
El Biodiesel, es un tipo de aceite que se fabrica de la grasa animal o vegetal. El
Biodiesel animal se produce de los desechos orgánicos en la mayoría de las
potencias ó países desarrollados, inclusive en Honduras se está produciendo
Biodiesel de las entrañas de la Tilapia. El Biodiesel vegetal son los aceites
100
residuales que producen algunas plantas o frutos durante su proceso de
industrialización. La unión Europea (UE) es el mayor productor mundial de
este combustible verde (El principal productor en el mundo es Alemania, con
el 63% de la producción, seguido de Francia con el 17% e Italia con el 5% y el
resto de países de la comunidad con el 2%), porque la Junta Europea del
Biodiesel (EBB, en inglés) fomenta su uso y desarrollo en toda la comunidad
europea, cuya meta es disminuir la contaminación ambiental para el 2020. La
UE tiene 185 plantas de producción de biodiesel y 58 en construcción en
diferentes países europeos, recientemente España, Polonia e Italia, también
están aplicando políticas ambientales más radicales para el uso del biodiesel.
En la UE es donde se han perfeccionado y mejorado los autos de biodiesel,
principalmente en Alemania y Francia. Estados Unidos solo produce el 10%, y
Austria el 3%, pero con la quiebra de los grandes fabricantes de autos
norteamericanos se espera que esta tendencia se revierta a nivel mundial.
3.10
La energía geotérmica
La energía geotérmica puede provenir de rocas calientes o de la utilización de
las diferencias de temperatura del agua de mar entre las corrientes
superficiales y profundas, es un buen sistema, ya ha sido utilizado en otros
países centroamericanos especialmente en Nicaragua, nosotros debemos
buscarle más aplicación en Honduras.
101
4.
INICIATIVAS MUNDIALES
Como llevar la fuente de energía adecuada a cada usuario que la necesita.
Es evidente que la mono-generación no es una solución para ningún país, la
solución consiste en adecuar de la forma más económica posible las diversas
fuentes de energía a las necesidades de la población, esto requiere además del
solo conocimiento técnico un conocimiento de los problemas sociales y
ecológicos de la región.
Los países en desarrollo enfrentan un dilema, se necesita de la energía para
satisfacer las aspiraciones del pueblo sin embargo la generación de vastas
cantidades de energía es cara y destruye el ambiente, la introducción
optimizada de nuevas tecnologías asociado a un programa de eficiencia y
conservación que pueda entregar más servicios con menos energía parece ser
la única solución.
El Banco Mundial reveló en la reunión de Montreal sobre energía en 1989 que
los países en desarrollo requieren un trillón de dólares solo para la generación
de energía eléctrica, siendo que las agencias de financiamiento solo serán
capaces de ofrecer 20 billones de dólares al año, en las naciones en desarrollo
en general la demanda de energía eléctrica es 4 o 5 veces mayor que la oferta.
La deforestación, las inundaciones, la lluvia ácida por otra parte son solo
algunas consecuencias ecológicas del intensivo consumo de energía.
En la generación de energía existen esencialmente dos posiciones: LRPPP
(long range plan for power projects) y DEFENDUS (development focused end
use oriented service directed energy scenario) en cuanto LRPPP llama a la
construcción de grandes centrales ya sea térmicas, hidroeléctricas o nucleares
y a planes masivos de electrificación con líneas de gran potencia, DEFENDUS
llama por un aumento en la eficiencia en el uso de la energía y una mezcla de
tecnologías que sustituyen la electricidad, como calentadores solares,
pequeñas hidroeléctricas y generación fotovoltaica y energía geotérmica.
Experimentos en otros países como Brasil y la India han demostrado que el
esquema DEFENDUS además de ser menos dañino ecológicamente en
general tiene un costo aproximado de 1/3 del LRPPP.
102
4.1
El abandono del carbón y el petróleo
El pico de la producción de petróleo
Es el momento a partir del cual ya no será posible poner más crudo adicional
en el mercado, por mucho que se hagan nuevas y costosas prospecciones y
extracciones, pues habremos consumido ya, a grosso modo, la mitad de las
reservas globales de petróleo. Eso es lo que sería el peca oil (o pico del
petróleo), definido por el geólogo Hubbert en los años 50 del pasado siglo,
aplicado a escala planetaria.
Distintos analistas (Campbell, Heinberg, Duncan, Brown, etc.) y sitios de
internet dedicados a estudiar y alertar sobre esta grave cuestión ya venían
anunciando su inminencia en los últimos años, situando muchos de ellos el
pico o cenit antes del 2010, o en torno a esa fecha, mientras que los
organismos oficiales de los principales Estados lo desmentían, y en todo caso
lo retrasaban, hasta hace poco, bastante más allá en el tiempo (no antes del
2030). Pero, en realidad, los máximos hallazgos de reservas se habían dado en
los años 60 del siglo XX, y desde entonces los descubrimientos han ido
cayendo en picada, especialmente en lo que atañe al tamaño de las reservas
encontradas. Así, en la actualidad, de cada cinco barriles de crudo que
consumimos cuatro corresponden a antiguos yacimientos y tan solo uno a los
recientemente localizados. Estamos, pues, agotando poco a poco la
103
“despensa” global del crudo. Y, últimamente, hasta la propia Agencia
Internacional de la Energía (IEA, 2007) ha reconocido que, al ritmo actual de
crecimiento de la demanda de petróleo en el mundo, en el 2012 —o quizás
antes— esa demanda ya no podrá ser satisfecha.
En definitiva, nos encontraríamos en la situación de haber agotado, pues, la
primera mitad del petróleo convencional, la de mayor calidad, la más
accesible y barata, y nos quedaría por consumir la segunda, la de peor calidad
y de mayor costo económico, tecnológico y energético, así como social y
ambiental. El primer billón de barriles de crudo se ha tardado en consumir
unos 130 años, pero la segunda mitad del petróleo que nos ha legado la
Madre Naturaleza quizá podríamos devorarla en unos 30 años, si continúa el
ritmo actual de crecimiento del consumo.
Aunque el pico del petróleo convencional se haya alcanzado en el 2005, y eso
ya lo reconoce hasta la propia Agencia Internacional de la Energía, por ahora
el pico del conjunto del petróleo, el convencional y el no convencional,
todavía no se ha alcanzado y seguramente empiece su declive energético
alrededor de 2010-2011, dependiendo también de cómo evolucione la crisis
financiera y económica internacional.
Existen, pues, dos tensiones distintas respecto al declive del petróleo: una
tensión que lo aleja y otra que lo acerca. Una brusca contracción de la
economía mundial, que es lo que está ocurriendo en este momento, hace que
haya una menor demanda momentánea de petróleo y una pequeña
sobrecapacidad de la oferta. Así se retrasaría en alguna medida el pico del
petróleo. Pero, al mismo tiempo, como se retrasaría también la ausencia de
inversión fuerte en nuevas prospecciones, debido a la crisis económica y
financiera, eso puede provocar el efecto contrario: acercar el pico.
Las repercusiones del fin del petróleo barato
Es la primera vez, sobre todo en los últimos 250 años, en que vamos a tener
que enfrentar un declive del flujo energético, cuando hay una altísima
dependencia de los combustibles fósiles y, en concreto, del petróleo. Eso va a
tener un impacto muy fuerte, porque el actual modelo productivo, urbano,
metropolitano, motorizado a escala planetaria es altamente dependiente de
los derivados del petróleo, sobre todo en tres ámbitos específicos: uno sería la
movilidad motorizada a nivel mundial; el 95% del transporte por carretera,
aéreo, marítimo, etc. depende del petróleo, y el consumo supone más de la
104
mitad de la demanda mundial. Nos encontramos ante un talón de Aquiles de
la economía mundial, pues sin este eslabón, que es su sistema circulatorio, no
puede funcionar.
El segundo sería la agricultura industrializada, que es la que permite en gran
medida alimentar a una población mundial de 6.600 millones de personas,
más de la mitad de las cuales habita en áreas metropolitanas. Esa agricultura
tiene una muy elevada dependencia de los combustibles fósiles; por ejemplo,
para mover las cosechadoras, las bombas de agua que van a irrigar los
campos de las explotaciones agrícolas, para llevar esos alimentos al mercado,
para hacer posible la refrigeración de los contenedores o en los barcos en que
se transportan, etc. Es una agricultura, también, dependiente de fertilizantes
químicos y sintéticos, de pesticidas y plaguicidas, la mayoría de los cuales se
obtienen de derivados del petróleo. Es, pues, otro de los talones de Aquiles
del actual modelo.
Y el tercer ámbito sería toda la petroquímica, que necesita el petróleo para
gran parte de los productos químicos que utiliza la actividad económica
industrializada, sin olvidar la mayoría de los plásticos y materiales sintéticos,
imprescindibles también en la actual economía globalizada, y una de las
causas principales de la explosión de residuos.
No todo el mundo cree que la producción mundial alcanzará pronto su cenit
y se habla del enorme potencial de los petróleos no convencionales, como las
arenas bituminosas de Canadá o el petróleo extra-pesado venezolano; o de
que Oriente Medio todavía puede aumentar su producción, o de la
explotación de yacimientos ultra profundos, de perforar las reservas naturales
del Ártico o del aumento de la tasa de recuperación de los yacimientos en
virtud de mejoras tecnológicas.
Pero de lo que no hablan esos autores es de que esta huida hacia adelante
tiene altos (y, en ocasiones, altísimos) costos económicos, sociales,
ambientales y políticos. Costos económicos porque, para seguir garantizando
la extracción y procesamiento del crudo convencional restante, y
especialmente del no convencional, son precisas unas tecnologías cada vez
más complejas y, por consiguiente, unas inversiones cada día más elevadas,
sencillamente descomunales, con un elevado riesgo en cuanto a los futuros
beneficios que de ellas puedan derivarse. Lo mismo cabe decir de la
tecnología y las inversiones necesarias para el desarrollo de los agro-
105
carburantes, sobre todo de los llamados de “segunda generación” (a partir de
materiales celulósicos), cuya obtención y viabilidad económica está todavía
por comprobar. Costos sociales porque la búsqueda de crudo en las áreas más
remotas del planeta está incidiendo abiertamente en comunidades indígenas
y campesinas, alterando sus formas de vida y amenazando su futuro. Y lo
mismo podemos decir respecto de la promoción de los agro-carburantes, cuyo
desarrollo está poniendo igualmente en cuestión la existencia de
comunidades campesinas e indígenas, al ampliar la frontera agraria y
fomentar aún más los monocultivos, sobre todo en los espacios del Sur.
Todo lo cual va a incrementar los costos ambientales (y también sus
consiguientes implicaciones sociales), porque la extracción del crudo
convencional restante, y sobre todo del no convencional, va a tener un
creciente impacto ecológico, y va a agravar igualmente el cambio climático en
marcha. Lo mismo cabría afirmar respecto a la expansión de los agrocarburantes, que se intentan vender a la opinión pública como la panacea
contra el cambio climático (en el caso de la UE, por parte de la Comisión),
cuando más bien pueden llegar a agravarlo, sobre todo si se tienen que
importar del Sur y transportarlos miles de kilómetros hasta llegar al Norte
(según ha reconocido recientemente la propia Agencia de Medio Ambiente de
la Unión); no en vano, además, la agroindustria opera a partir del petróleo, y
su progresión promueve la deforestación y roturación, eliminando sumideros
muy importantes de carbono y destruyendo biodiversidad.
Igualmente, su promoción incrementará la demanda de agua en muchas
regiones que ya tienen problemas de acceso al líquido elemento (ahondando
en una nueva guerra, ya en marcha, por los recursos escasos) y agravará los
impactos ambientales del agrobusiness (degradación de suelos y recursos
hídricos, entre otros, que se verán recrudecidos también por la expansión de
los cultivos transgénicos). Además, los agro-carburantes están siendo una de
las principales causas de la agudización de la crisis alimentaria mundial, y lo
será aún más en el futuro. Los precios de los alimentos se están disparando
(también a causa del fuerte incremento del precio del petróleo), y empieza a
haber serios problemas de abastecimiento en algunos países.
Finalmente, los costos políticos vendrían derivados de la suma de todos ellos,
siendo previsibles crecientes tensiones geopolíticas y militares (ya han
empezado también en torno al Ártico, de cara al reparto del crudo de su
subsuelo), así como conflictos sociopolíticos intra-estatales de toda índole;
106
pero también, como mencionábamos, se desarrollan cada día mayores
resistencias a toda esta locura, proliferando además las revueltas motivadas
por el hambre en las metrópolis del Sur, lo que está generando ya un
verdadero clamor mundial contra la producción masiva de agro-carburantes.
Los escenarios de consumo energético mundial que nos pintan los distintos
organismos internacionales para garantizar el crecimiento “sin fin” son de
todo punto inviables, aparte de que alcanzarlos implicaría agudizar los
conflictos, desequilibrios e impactos existentes hasta límites difíciles de
imaginar, como resultado de la explotación a toda costa de los combustibles
fósiles remanentes.
La reducción del flujo energético mundial aún no se ha producido. Además,
quiero añadir que diversos analistas advierten de que, en la próxima década,
un pico va a arrastrar a los otros dos, produciéndose la combinación de tres
picos en uno, pues poco después del pico del petróleo vendrá el del gas (en la
próxima década), y algo más tarde el del carbón (a partir del 2030,
posiblemente); así como, posteriormente, el del uranio y el del cobre.
En efecto, el gas natural también es un combustible fósil limitado, y eso
implica que también habrá un momento de máxima capacidad de extracción.
El problema es que ese pico también se está acercando, y que la suma de los
picos de gas natural y de petróleo va a coincidir, porque si uno disminuye
cada vez más rápidamente, será sustituido en algunas de las actividades por
el otro. Y, después, el pico del carbón se verá afectado también por el pico de
los otros dos, puesto que éste afectará a su forma de extracción y porque hay
determinado tipo de carbón que se sitúa en una determinada profundidad de
la corteza terrestre y su explotación no sería ya ni energética ni
económicamente rentable, ya que costaría más extraerlo que lo que se va a
obtener de él.
El conjunto de los tres fósiles —carbón, petróleo y gas natural— se va a dar a
partir del 2010-2020. Con lo cual se iniciaría un declive del flujo energético
bastante brusco a nivel mundial a partir del 2015. Eso tiene una enorme
trascendencia porque estos tres combustibles fósiles son claves para la
generación de energía a todos los niveles y para mover la mega-máquina
global. Todo esto va a afectar al conjunto de la estructura productiva,
tecnológica, territorial e industrial planetaria y no es presumible ningún tipo
de elixir mágico que permita solventar, con la urgencia que demanda, el
107
hecho de que el 85% de las necesidades energéticas mundiales se satisfagan
con los tres tipos de combustibles fósiles. Además, el declive que al principio
es suave porque estamos en una especie de meseta, dentro de poco empezará
a ser un declive brusco, lo que estamos viendo por ejemplo en alguno de los
yacimientos en los que se ha traspasado el pico, como por ejemplo en el Mar
del Norte, donde la extracción de petróleo o de gas natural está cayendo a un
ritmo del 7-8% anual acumulativo, y eso es una reducción muy brusca que
afectará de lleno al crecimiento económico.
Las políticas globales
Se están impulsando en una medida considerable las energías renovables,
sobre todo en muchos países europeos como España o Alemania. Pero hay
que decir que las energías renovables que se están explotando de una manera
centralizada, con la lógica del actual modelo económico, tan sólo pueden
cubrir una pequeña parte de la demanda energética de este modelo
productivo, territorial, urbano, metropolitano, motorizado, etc. La energía
eólica, por ejemplo, sirve para generar energía eléctrica, pero no para mover
coches, aviones, camiones, barcos, etc. Puede cubrir una parte considerable,
pero residual, de la demanda energética del actual modelo productivo y
territorial. El modelo actual necesita energías que, para ser funcionales, deben
cumplir una triple condición: que la energía sea masiva, concentrada y barata,
y eso sólo lo cumplen los combustibles fósiles. Por eso las energías renovables
demandan un sistema productivo menos centralizado, menos dependiente
del transporte, menos globalizado y con una estructura territorial a su escala,
con una dispersión de la población en el territorio, como era el modelo
territorial hace doscientos años, que concentraba en las ciudades a solamente
un 35% de la población.
Por otra parte la energía nuclear en la actualidad sólo garantiza el 7% de las
necesidades energéticas mundiales; un porcentaje, pues, muy reducido.
Además, la energía nuclear sólo sirve para generar energía eléctrica, que se
utiliza en muchos ámbitos de la producción, pero que no es de utilidad en
muchos otros, que precisan otro tipo de energías primarias, en concreto
fósiles. Los coches, los aviones, los barcos del mundo se mueven con petróleo
y ése es un sector clave.
Por otro lado, hay en el mundo unas 450 centrales nucleares, muchas de las
cuales tienen entre 30 y 40 años de antigüedad, y están agotando ya su vida
108
útil; al ritmo de utilización actual, servirían para unos 40 o 50 años más, con
un uranio de buena calidad, de mayor concentración. Pero si se construyeran
más centrales nucleares, indudablemente el uranio de calidad se reduciría,
aparte de que ese material está en algunas zonas del mundo altamente
inestables, lo que crearía, como el petróleo, un problema de carácter político.
Pero el problema principal es que desde 1986, desde Chernóbil, en los países
del centro no se ha construido prácticamente ninguna central nuclear. La
razón de que se haya frenado el plan de construcción no es otro que el alto
costo de la energía nuclear. Sólo ha sido “rentable”, entre comillas, por el
enorme apoyo de capital público; de lo contrario, no se habrían impulsado las
inversiones, que son enormemente costosas, aparte de que la construcción de
una central nuclear lleva más de diez años. Eso sin considerar otros
problemas medioambientales y sociales.
En los últimos 20 o 25 años el único lugar en el mundo donde se han
construido nucleares ha sido en países de economías emergentes o en algún
lugar del Sur: China, India, Pakistán, y, en menor medida, Argentina o Brasil.
Siempre con el objetivo adicional, aparte de generar energía eléctrica, de
hacerse con la bomba nuclear.
¿Y el hidrógeno?
El hidrógeno no es una fuente de energía, sino que es una forma de acumular
energía, que es una cosa muy distinta. Hay mucho hidrógeno en el planeta, es
un componente del agua, pero hace falta separar el H2 del O, y para eso hace
falta la electrolisis y para ésta se precisa energía eléctrica. No es una solución
masiva, sino una solución puntual para determinados ámbitos del mercado.
Y podemos decir lo mismo de la energía de fusión, el gran elixir mágico para
determinados sectores, pero que no se está planteando como una alternativa
viable, porque las necesidades que requiere el reactor que intenta generar esa
forma de energía en el sur de Francia, proceso en el que están implicadas las
principales potencias mundiales, exige unas inversiones gigantescas y se
piensa que, caso de poder alcanzar la producción y comercialización de ese
tipo de energía, con todos los problemas tecnológicos que implica, no sería
antes de 2070. Siendo optimistas, se podría decir que no es una alternativa
para los próximos 60 años, que es el período en el que vamos a asistir al
colapso energético de los fósiles. Las renovables, el hidrógeno y la fusión no
109
serían alternativas factibles, viables y funcionales para la crisis de los
combustibles.
Entonces, si no hay sustitución, ¿qué es lo que hay que sustituir?
Deberíamos caminar hacia un mundo mucho menos industrializado y
urbanizado que el actual, sobre todo menos metropolitanizado. Un mundo
menos basado en el transporte motorizado y mucho menos globalizado. Es
decir, que deberíamos caminar hacia un mundo más relocalizado, basado en
economías locales y regionales, y sobre todo intentando revitalizar los
mundos rurales e indígenas. Ese proceso de paulatina des-urbanización del
planeta y reforzamiento de las áreas rurales, es algo muy complejo que no se
puede llevar a cabo de la noche a la mañana, sino que es un proceso lento de
reorientación. Pero las medidas habría que irlas adoptando ya; en realidad,
habría que haberlas adoptado hace mucho tiempo, sobre todo después de la
anterior crisis energética, porque cuanto más tiempo pase, más difícil será
cambiar el rumbo.
También es verdad que las distintas sociedades del mundo están en
condiciones distintas para afrontar esa crisis energética. Las partes del mundo
que mejor soporten un colapso de este tipo serán, quizá, los mundos
campesinos indígenas, que son los menos modernizados, los menos
urbanizados, los menos dependientes del dinero y de los recursos fósiles y los
menos globalizados. Aunque hoy parezcan los menos aventajados, ante una
situación de crisis de este mundo urbanizado, serán probablemente los que
mejor la superen.
¿Cuáles son los escenarios que se abren ante este declive?
El fin del petróleo puede dar lugar a un mundo mucho mejor y también a un
mundo muchísimo peor. Pueden abrirse caminos muy diversos. Puede dar
lugar a un escenario de ciencia ficción, tipo Mad Max, de guerra abierta por
los recursos, de re-feudalización de las relaciones sociales, de fuerte
militarización. Al menos durante unas décadas, será una época de fuerte
colapso del modelo global. Pero también esta crisis profunda puede abrir
ventanas de oportunidad para transformaciones sociales y políticas
considerables.
Yo pienso que se van a dar los dos escenarios. Es decir que vamos a tener que
afrontar el colapso del modelo actual, que no ocurrirá de la noche a la
110
mañana y que durará décadas, como ocurrió con otras civilizaciones que
sucumbieron por distintos acontecimientos como crisis ecológica, falta de
recursos, etc. Creo que aquí también va a ser determinante la crisis ecológica,
no sólo la crisis de combustibles fósiles, sino la crisis de los minerales, la del
agua, a la que se suma también la crisis ambiental y del cambio climático; es
decir, una crisis multidimensional. Es inevitable el paso a unas estructuras
sociales y productivas con un nivel de complejidad e interrelación inferior al
actual a escala global. Además, las actuales estructuras de poder, estatales y
empresariales (en especial, las grandes empresas transnacionales), serán
incapaces de mantenerse en pie, pues su desarrollo se basa en un imponente
consumo energético.
El colapso llegará poco a poco, creando tensiones políticas muy fuertes,
porque la mayoría de los combustibles fósiles mundiales están concentrados
entre Oriente Medio y Asia central. La pelea por esos recursos implicaría una
crisis muy profunda del actual capitalismo global, que no sobreviviría a esas
tensiones. Por eso, los grandes sectores económicos y financieros intentan
evitar esa situación para que sea una transición lo más consensuada posible,
de ahí la existencia del G-20; pero otra cosa es que se pueda sobrevivir a esas
dinámicas de tensión que se van a originar por el declive energético.
Por otro lado, el pico del petróleo y el inicio del fin de la era de los
combustibles fósiles pueden significar también la sacudida obligada de las
conciencias, que es precisa para iniciar transformaciones en profundidad
desde abajo. Se producirá también la aparición de procesos de transformación
paulatina social, política, etc., desde abajo. De hecho, creo que eso ya está
sucediendo.
Es muy difícil precisar cómo se desarrollarán esos procesos y dependerá
también de las decisiones políticas y ciudadanas que se adopten. Es decir, el
futuro no está escrito en absoluto, y depende de las medidas que se vayan
adoptando. Pero quizás una alerta es el hecho de que a las estructuras
políticas actuales, que podrían contribuir a la transición ordenada o
consensuada, se les ha ido vaciando de poder ciudadano, han sido
progresivamente corporativizadas, están en manos de las empresas
transnacionales y el capital financiero, y harán todo lo posible por defender
sus intereses. Hay una tensión entre la necesidad de una transición justa y
sustentable y la necesidad de mantener la lógica del actual modelo que no es
111
en absoluto justo y sustentable. En general, las actuales estructuras del poder
político son proclives a estos intereses.
¿Hay algún aspecto positivo de este decrecimiento energético?
La adaptación a ese decrecimiento, es decir, a ese nuevo escenario energético
declinante, puede ser una oportunidad de oro para caminar hacia otros
mundos posibles, si la hacemos de forma equitativa y consensuada,
intentando solventar de forma pacífica los conflictos que sin lugar a dudas se
producirán (que ya están aquí). El decrecimiento y la transición postfosilista
es también la mejor forma de luchar contra el cambio climático en marcha y
reducir bruscamente, de verdad, las emisiones de CO2. El mejor sitio donde
puede estar el petróleo remanente, las “migajas” de oro negro por las que
quieren que nos peleemos, es en el subsuelo. Ése es el verdadero secuestro de
carbono, empezar a dejar el crudo bajo la tierra. Aparte de, por supuesto, no
abordar la explotación del crudo no convencional, frenar la expansión sin
control de los agro-carburantes, reducir el consumo de gas natural y carbón,
al tiempo que vamos abordando la transición hacia modelos de sociedad
basados en el único flujo energético estable: la energía solar y todas sus
energías derivadas (eólica, hidráulica, biomasa, mareomotriz), con carácter
descentralizado, en pequeña escala, con control popular y sostenible. Las
transiciones de matriz energética llevan mucho tiempo, dos décadas como
mínimo, y no son en absoluto sencillas. Pero pasar de una sociedad fosilista a
otra postfosilista llevará muy probablemente mucho más tiempo. Ha tardado
dos siglos en crearse este monstruo urbano-agro-industrial planetario, y
llevará probablemente más de un siglo transformarlo y desmontarlo. Los
futuros mundos posibles (o más bien necesarios) serán sin duda (a largo
plazo) mucho menos urbanizados, bastante menos globalizados e
interdependientes, mucho más localizados, autónomos y descentralizados,
sustancialmente menos industrializados, seguramente menos poblados, y con
una diversidad y pluralidad de mundos rurales vivos. Como dice Heinberg
(2006), habrá que pasar «de lo más grande, rápido y centralizado, a lo más
pequeño, más lento y más localizado; de la competencia a la cooperación; y
del crecimiento ilimitado a la autolimitación», lo que nos debería permitir
transitar hacia sociedades más equitativas y en paz consigo mismas y con el
planeta.
112
4.2
El ahorro
Es imprescindible reducir la dependencia de nuestra economía del petróleo y
los combustibles fósiles. Es una tarea urgente, según muchos de los
estudiosos del ambiente, porque la amenaza del cambio climático global y
otros problemas ambientales son muy serios y porque, a medio plazo, no
podemos seguir basando nuestra forma de vida en una fuente de energía no
renovable que se va agotando. Además esto lo debemos hacer compatible, por
un deber elemental de justicia, con lograr el acceso a una vida más digna para
todos los habitantes del mundo.
Para lograr estos objetivos son muy importantes dos cosas:


Por una parte aprender a obtener energía, de forma económica y
respetuosa con el ambiente, de las fuentes alternativas de las que
hemos hablado en páginas anteriores.
Pero más importante aún, es aprender a usar eficientemente la energía.
Usar eficientemente la energía significa no emplearla en actividades
innecesarias y conseguir hacer las tareas con el mínimo consumo de
energía posible. Desarrollar tecnologías y sistemas de vida y trabajo
que ahorren energía es lo más importante para lograr un auténtico
desarrollo, que se pueda llamar sostenible. Por ejemplo, se puede
ahorrar energía en los automóviles, tanto construyendo motores más
eficientes, que empleen menor cantidad de combustible por kilómetro,
como con hábitos de conducción más racionales, como conducir a
menor velocidad o sin aceleraciones bruscas.
Técnicas de ahorro de energía
Las luces fluorescentes, que usan la cuarta parte de la energía que consumen
las incandescentes; el mejor aislamiento en los edificios o los motores de
automóvil de bajo consumo son ejemplos de nuevas tecnologías que han
influido de forma muy importante en el ahorro de energía. Entre las
posibilidades más interesantes de ahorro de energía están:
4.3
La red inteligente
La función de una red eléctrica no es una entidad única, sino un agregado de
múltiples redes y empresas de generación de energía con operadores que
emplean los diversos niveles de comunicación y la coordinación, la mayoría
113
de los cuales se controla manualmente. Redes inteligentes aumentan la
conectividad, la automatización y la coordinación entre estos proveedores, los
consumidores y las redes que llevan a cabo ya sea de larga distancia,
transmisión o local de distribución de tareas.
Vamos hacer una división entre red de transmisión y red de distribución. En
la red de transmisión se mueven grandes cantidades de energía a grandes
distancias son de gestión activa y por lo general funcionan de 345 kV en
adelante en corriente alterna y en corriente continua y van del gran generador
a la subestación.
Las futuras redes de transmisión inteligentes incluyen superconductores,
bancos de baterías de alta potencia (metal a 700 grados centígrados), reservas
de agua para turbinas y turbinas de gas.
Para que la red de transmisión inteligente pueda operar la generación,
transmisión y distribución deben estar integradas en un sistema
computacional que pueda reaccionar en tiempo real creando rutas alternas.
Pero el desarrollo de redes inteligentes también supone una inversión
cuantiosa. Estiman los expertos que el gasto mundial acumulado en estas
actuaciones ascendió a 12.000 millones de dólares en 2008 y casi triplicará esa
cifra en 2014, cuando su importe se elevará a 33.000 millones de dólares. Es
seguro que los consumidores van a percibir incrementos en su tarifa.
La red de distribución y el mercadeo
Los consumidores «tendrán que pagar más y consumir menos» energía.
Una red inteligente es un término general que abarca la modernización tanto
de la transmisión y distribución de las redes.
La batalla por el desarrollo de las redes inteligentes que nos permitirían
aprovechar de manera óptima las energías renovables, en particular, la
electricidad producida en baja tensión. Las redes inteligentes tienen el
potencial de reducir un 30% el consumo de electricidad.
Para los próximos 10 años, se prevé un incremento en la demanda de
electricidad del 40% para América Latina. Este crecimiento tendrá profundas
implicaciones en la industria eléctrica y en la sociedad. Impactará en los
planes de inversión para la infraestructura requerida en la generación,
114
transmisión y distribución de electricidad, que representan un costo
significativo para la EEE y, en última instancia, impactará en los usuarios al
pagar la tarifa. Adicionalmente, como la mayor parte de la energía es
producto de la combustión de combustibles fósiles, una mayor demanda se
traduce directamente en mayores emisiones de gases de invernadero como el
dióxido de carbono, causa principal del cambio climático global.
Los componentes de la red inteligente son:
1. Dispositivos inteligentes: medidores, controladores y sensores que
relevan los consumos y otras variables relacionadas con la distribución
de electricidad: potencia, voltaje, corriente, etc.
2. Infraestructura de telecomunicaciones: permite transmitir la
información relevada por los medidores y sensores para enviarla a un
centro de gestión o control.
3. Infraestructura de tecnología: abarca el uso y gestión de aplicaciones,
servidores, de almacenamiento de datos y redes, así como su
integración con los sistemas más antiguos.
4. Capa analítica: se utiliza para la optimización de la operación mediante
el análisis de los grandes volúmenes de información.
Como todo proyecto de semejante envergadura, se requiere de una etapa
previa de definición de objetivos a lograr soportado por un caso de negocios.
Para esto, se necesita de la Smart Grid:





La definición de la visión de un proyecto de Smart Grid.
La definición de los objetivos y del plan de implementación para
alcanzar la misma.
El diagnóstico del estado actual del cliente comparándolo con otras
EEE.
Y la gestión del progreso del proyecto mediante la utilización de
indicadores claves.
El primer país de la UE y del mundo en instalar una red eléctrica
inteligente (basada en el sistema Smart Grid) será Malta. IBM está
instalando 250,000 contadores de este tipo que optimizarán el uso de la
energía de este pequeño archipiélago mediterráneo de casi 400,000
habitantes.
115



La ventaja principal de los contadores Smart Grid (por los que se
rumora que Obama se decidirá pronto) es que permite a las compañías
eléctricas, conocer los consumos y gestionar la red de forma remota.
También, ajustar los precios según la demanda que haya a cada hora
del día. Por todo ello, reciben el nombre de red inteligente.
Además, a nivel de nosotros los particulares, este sistema da la
posibilidad de llevar el seguimiento de su propio consumo a través de
internet (o directamente observando el contador), con lo que el
ciudadano será consciente, y podrá controlar, cuál es el gasto
energético de su hogar o empresa en cada momento.
El objetivo de esta tecnología es optimizar la energía, claro está. Con lo
que es (y, sobre todo, será, cuando acabe extendiéndose) muy positivo
para hacer frente al cambio climático. A modo de ejemplo, se ha
calculado que si los contadores Smart Grid mejoraran la eficacia de la
red eléctrica estadounidense en sólo un 5%, eso equivaldría a reducir
las emisiones de efecto invernadero provocadas por 53 millones de
coches. La ciudad de Boulder, en Colorado (EE.UU.), fue la primera
ciudad donde se implantaron con éxito los contadores Smart Grid.
La generación y el ahorro
La generación y el ahorro son la clave del problema pues el petróleo se está
acabando y además los combustibles fósiles están destruyendo la atmósfera
del planeta, es evidente que lo que nos espera es menos energía, más cara y
esto tendrá un costo social. Las técnicas de mercadeo y cobro comunes a la
telefonía celular irán apareciendo en la Smart Grid las tarjetas de prepago, los
diferentes planes con el mismo consumo pero precio diferente, por ejemplo
quien difiera el uso de la lavadora para las horas donde hay más potencia
disponible pagará menos que aquel que usa la lavadora cuando él considere
conveniente. Esto se volverá crítico cuando la red de distribución tenga que
cargar los automóviles eléctricos y otros medios de transporte.
Como llevar la fuente de energía adecuada a cada usuario que la necesita.
Es evidente que la mono-generación no es una solución para ningún país la
solución consiste en adecuar de la forma más económica posible las diversas
fuentes de energía a las necesidades de la población, esto requiere además del
solo conocimiento técnico un conocimiento de los problemas sociales y
ecológicos de la región.
116
Como controlar y aprovechar el cambio climático.
El uso de la energía supone la utilización de dos leyes, la primera ley de la
termodinámica dE=dQ-dW y las leyes del mercado. Muchas veces no es
necesario generar energía eléctrica para realizar una función se puede
conseguir lo mismo con calor o con trabajo de la energía eólica. El estado debe
hallar una forma de suplementar las EEE para producir calor para calentar
agua o cocinar. Se deben tener redes flexibles o a veces sin interconexión para
incorporar generadores de bajo voltaje. Se deben tener represas de contención
para almacenar agua en los años buenos, el Cajón podría operar una turbina
más y una represa de contención para los años de buen invierno. Se debe
hacer un esfuerzo para controlar todo el ciclo del agua, controlar nuestros ríos
con represas y exclusas, ir abandonando la habitación humana de las tierras
inundables. A Honduras el cambio climático le traerá oportunidades en la
forma de más agua y mayor rendimiento de los cultivos pero se tendrá que
establecer un mayor orden social para que podamos sobrevivirlo.
Ahorrando energía: la súper red inteligente
Se ha hablado mucho acerca de la producción de la energía renovable y
menos de la reducción del consumo. Actualmente los ingenieros están
estudiando la conexión entre los dos: ¿podrían las redes inteligentes y
medidores de energía iniciar una revolución energética?
Uno de los problemas más grandes con la energía renovable es que es difícil
de planificar. Anticipar si el viento soplará o si el sol brillará no es fácil y peor,
algunos de los mejores lugares para la energía solar o eólica se encuentran a
gran distancia de los consumidores.
117
La energía eólica y solar ejemplifica el dilema. El desierto del Sahara posee
suficiente potencial de energía solar para satisfacer con creces las necesidades
europeas de energía. El viento es abundante en el Mar del Norte alemán y
sobre la costa escocesa. Pero no hay suficientes personas para utilizar la
electricidad producida en estas áreas remotas.
La súper red
Para transportar electricidad cientos y hasta miles de kilómetros con poca
pérdida de energía a los centros urbanos de Europa se necesitarán “súper
redes”. Desafortunadamente las redes de alto-voltaje existentes construidas
en gran medida en los años 60 a 80, ya alcanzaron sus límites de capacidad y
cada kilómetro adicional de red convencional desperdicia energía.
Si bien la mayoría de las redes convencionales funcionan con corriente alterna
(AC), una súper red de larga distancia debería estar basada en líneas de
corriente directa de alto voltaje (HVDC), las cuales sufren menos pérdidas,
pero tienen un costo alto. Un estudio conducido por el Foro Climático
Europeo estimó que producir y transportar 5 gigavatios (GW) de energía
renovable desde África del Norte a Europa requeriría inversiones de 10 a 25
mil millones de euros, mientras que una planta eléctrica alimentada a carbón
de 1 Gw actualmente cuesta cerca de mil millones de euros.
En el pico de consumo Europa utiliza alrededor de 400 GW de electricidad.
Sin embargo, la construcción de plantas de energía renovable para cubrir
porciones de esta demanda es menos problemático, sostiene Johan Lilliestam,
un experto en energía del Instituto Potsdam de Investigación de Impacto
Climático. “La construcción de las redes es el gran desafío”, agrega. “Hoy es
necesario esperar 10 a 15 años para obtener el permiso para construir una
nueva red eléctrica. Si deseasen construir muchas redes nuevas en toda
Europa tendrían un gran problema con la aceptación del público”.
Más aún, las redes están también demasiado forzadas, debido la producción
errática típica de las nuevas fuentes de energía. Cuanto mayor es la
distribución de la energía renovable, más complejo se torna ajustar la oferta a
la demanda.
En Dinamarca la energía eólica provee más del 20% de toda la energía
generada. Si bien el país aún posee potencial de energía eólica offshore, ya ha
118
alcanzado un nivel de penetración en donde la energía eólica se ha convertido
en un desafío para su red, sostiene David Jones, director general de las
Inversiones Especializadas de Allianz.
En un gran sistema eléctrico que está bien interconectado, como el de
Alemania, esto es posible de alcanzar. Pero dentro de un sistema de redes
menos flexible, si tiene energía imprevisible que contribuye con más del 20
por ciento, el costo de la capacidad de carga de redes comienza a ser
excesivamente alto.
La red inteligente
Aquí es donde una “red inteligente” entraría en juego. Llamado el “internet
de la electricidad”, una red inteligente conectaría varias fuentes de energía,
como las turbinas de energía eólica, plantas de energía convencionales y
células fotovoltaicas, y las combinaría de manera inteligente, adaptándolas a
una demanda cambiante.
Lo primero que se necesita son medidores de corriente inteligentes que midan
el consumo de cada aplicación conectada a la red y transfieran esta
información de vuelta a la empresa de servicios. Esto significaría que los
consumidores deban revelar información personal, pero a cambio podrían
comprar electricidad a bajo precio y evitar los picos en valores tarifarios altos.
Teóricamente se podría tener un lava-vajillas automático que se encienda
cuando la electricidad es económica y se detenga cuando la electricidad es
demasiado cara, sostiene Lilliestam. Y uno obtendría una factura eléctrica
más detallada, que le permitiría verificar cuándo necesita una cantidad
determinada de electricidad.
Un proyecto de 100 millones de dólares que contiene una red inteligente está
funcionando en Boulder, Colorado. Xcel, la empresa de servicios detrás del
proyecto, planifica utilizar la información recogida para permitir que los
precios fluctúen; de modo que los consumidores paguen más durante las
cargas pico y ahorren cuando hay poca demanda.
La red súper inteligente
A medida que los proyectos de redes inteligentes adquieren forma, los
expertos como Lilliestam ya están soñando con las redes súper inteligentes.
119
Una red así combinaría las ventajas de las redes inteligentes y las súper redes
y transmitiría la energía renovable de emplazamientos pequeños y grandes
diseminados a lo largo de grandes distancias, mientras compararía
constantemente las cargas fluctuantes de oferta y demanda.
En un sistema tan grande el viento siempre sopla en alguna parte. Las bajas o
picos de producción regional podrían ser equilibrados por la energía
renovable de otras zonas o a través de una combinación de diferentes fuentes
energéticas.
¿Pero sería una red súper inteligente económicamente viable? Mucha
incertidumbre yace alrededor del rediseño de nuestra infraestructura
eléctrica. Un quiebre en las tecnologías de almacenamiento y captación del
carbón podría transformar las plantas alimentadas con este mineral, en la
actualidad la forma más económica de generar electricidad pero la más
dependiente del carbono, en una alternativa ambiental amigable. Mejorar las
plantas de energía nuclear podría ser otra fuente de electricidad libre de
emisiones de dióxido de carbono.
Una red súper inteligente aún puede estar a décadas de distancia, pero
transformar las redes de electricidad anticuadas podría mejorar la eficiencia
energética en los años venideros. El líder de la oposición de Gran Bretaña
David Cameron, quien al momento de esta publicación fue elegido Primer
Ministro, ha prometido invertir mil millones de libras en una red inteligente y
medidores de energía inteligente. Y el Presidente de Estados Unidos, Barak
Obama, ya ha destinado 4,5 mil millones de dólares de su paquete de
estímulo a la tecnología de redes inteligentes.
Uno de los problemas con las redes inteligentes es que son menos atractivas
para las empresas de servicios, que aún se benefician del creciente consumo
energético. Un nuevo sistema debería basar sus ganancias en la electricidad
ahorrada, en lugar de la energía vendida. Finalmente, toda la nueva y
brillante tecnología no funcionará sin consumidores comprometidos y
políticos que cambien las reglas de juego.
120
5
EL TRANSPORTE
5.1
Tendencias mundiales del transporte
El transporte es un consumidor importante de energía, la cual se obtiene
transformando combustibles, mayoritariamente mediante motores de
combustión. En el proceso de combustión se generan emisiones gaseosas
(CO2, CO, NOx, SOx y otros, como partículas) cuya nocividad depende de la
fuente de energía usada.
Suele sostenerse que los vehículos eléctricos impulsados son "limpios", al
igual que aquellos que usan celdas de hidrógeno. Pero, en realidad, estos
tipos de vehículos generan, hoy en día, mayor contaminación que los
vehículos de combustión interna. La razón es que la generación de hidrógeno
o electricidad consume energía producida en centrales alimentadas
principalmente por carbón, es decir, las centrales que se usan fuera de
período pico. La producción de hidrógeno o el almacenamiento en baterías
introduce pérdidas del orden del 60% de la electricidad producida y, por lo
tanto, triplica la cantidad de contaminación producida en las plantas de
carbón. En general, se estima que el uso de vehículos de hidrógeno
aumentará la cantidad de carbono y azufre en la atmósfera (responsables del
calentamiento global y la lluvia ácida) pero disminuirá la cantidad de
compuestos de nitrógeno (responsable del "smog" o "humo-niebla"). Tienen,
eso sí, la ventaja (o desventaja) de que permiten centralizar la contaminación
en un solo lugar y hacer más fácil su tratamiento (u ocultamiento).
Dado que se prevé el agotamiento de combustibles fósiles hacia el 2050, el
transporte mundial enfrenta el reto de modificar completamente sus sistemas
en algo menos de cinco décadas. Se prevé que los vehículos de hidrógeno
serán los más económicos, si se extrapolan las tecnologías actuales, con lo cual
deberemos aprender a producirlo por otros métodos distintos del altamente
contaminante que se usa hoy en día (tratamiento de gas natural con vapor),
que genera inmensas cantidades de dióxido de carbono, si queremos que su
uso no contribuya aún más al calentamiento global.
Durante los últimos años los vehículos han estado haciéndose más limpios,
como consecuencia de regulaciones ambientales más estrictas e incorporación
de mejores tecnologías, (convertidores catalíticos, etc.), y, sobre todo, por un
121
mejor aprovechamiento del combustible. Sin embargo, esta situación ha sido
más que compensada por la subida tanto del número de vehículos como del
uso creciente anual de cada vehículo, lo cual determina que ciudades con más
de 1.000,000 de habitantes presenten problemas de índices de contaminación
atmosférica excesivos, afectando la salud de la población.
El transporte y la distribución de la energía han ocasionado múltiples
accidentes que han afectado gravemente a personas, instalaciones y medio
ambiente. El transporte de la energía varía dependiendo del tipo de energía a
transportar.



El transporte del carbón: se lleva a cabo principalmente por carretera y
ferrocarril, y últimamente se está incrementando el transporte fluvial.
El transporte del petróleo: se realiza mayoritariamente por oleoductos
y petroleros, y al consumidor por medio de camiones cisterna.
El transporte de la energía eléctrica: se lleva a cabo a través de las redes
eléctricas, que distribuyen la corriente desde las estaciones
transformadoras primarias hasta el consumidor.
El parque automotor se caracteriza por una variación porcentual anual de
6.2% entre 2000 y 2007, también una de las más elevadas de Centroamérica. El
mayor crecimiento de 12,6 % se observa en “otros” que resulta ser una mezcla
heterogénea de vehículos entre los que las motos tienen la mayor
participación. Las series de datos se elaboraron en base a la información
aportada por la Dirección General de Hidrocarburos.
El medio ambiente también causa impactos importantes sobre el sistema
energético; cabe destacar el efecto de los terremotos, huracanes, tormentas,
variaciones bruscas de temperatura, etc.
122
5.2
Transporte en Honduras
La situación de Honduras es preocupante pues no cuenta con ferrocarril o
medios de transporte alternos que no usen petróleo, las personas y las
mercaderías se transportan usando el petróleo. La comida que abastece a las
ciudades se mueve a base de petróleo, las carreteras son estrechas y
deficientes y en las ciudades hay congestionamientos debidos al mal estado
de las vías y la falta de civilidad de los conductores generando un gasto
innecesario de combustible.

El 36 % de los hidrocarburos son utilizados en la producción de energía
eléctrica, el resto lo consume en su gran mayoría el transporte. Honduras
no produce hidrocarburos, por lo que esta dependencia, afecta en gran
medida la balanza comercial.
 La oferta total está dirigida a estaciones de servicio (40%), generación
térmica (37%), industria (22%) y la aviación (1%).
Honduras. Parque automotor por tipo de vehículo y año
Automóviles1
Taxis2
Camionetas3
81885
82555
87718
94783
109678
122006
135180
153014
30758
31008
33116
34739
34793
36979
38513
40495
214962
216719
231383
238612
246187
253137
256132
259870
Camiones4
Buses5
Otros6
Total
Unidades
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
47140
47525
50890
52506
54159
55903
58201
60203
27620
27846
30176
31787
33578
35115
37082
38876
77764
78400
83677
89860
99200
110794
144069
178799
480129
484053
516960
542287
577595
613934
669177
731257
5.0
12.6
6.2
5.8
5.3
16.2
24.5
100
100
Variación porcentual anual (%)
200007
9.3
4.0
2.7
3.6
Estructura porcentual (%)
2000
2007
17.1
20.9
6.4
5.5
44.8
35.5
9.8
8.2
123
Estructura de Consumo de los Derivados del Petróleo
No.
Combustible
%
1 Bunker (Fuel Oil)
42.9
2 Diesel
31.0
3 Gasolina Superior
14.0
4 Gas Licuado de Petróleo (LPG)
6.0
5 Gasolina Regular
3.0
6 Kerosene
2.0
7 Av Jet
1.0
8 Av Gas
0.1
Total
100.0
Fuente: Comisión Administradora del Petróleo
124
6.
RECURSOS
HUMANOS
DESARROLLO
6.1
Las áreas prioritarias
FORMACIÓN
y
Honduras debe definir las áreas prioritarias para la producción de energía,
el tema es difícil y realmente trasciende las capacidades de esta
consultoría de tres meses.
a) Hay que definir la producción base de energía eléctrica para dos
períodos del 2010-2030 y del 2030-2050 que posiblemente será una
combinación de gas natural con energía hidroeléctrica para el primer
período pero es necesario un estudio a fondo del mercado de combustibles
y el comportamiento de precios a futuro, la orientación política del país
también es relevante pues en América quienes poseen las mayores
reservas de gas natural son países del ALBA dígase Venezuela y Bolivia.
La energía hidroeléctrica como energía base de generación es un poco
incierta ya que está sometida a la variación del régimen de lluvias que se
pueden alterar radicalmente por el cambio climático.
Para el período 2030-2050 habrá que ir pensando en la energía nuclear de
cuarta generación con la combinación fisión-fusión para no producir
residuos radioactivos.
b) Nos queda el problema del transporte, en el cual Honduras tienen que
modificar su matriz de transporte introduciendo el transporte colectivo; lo
que significa mayor homogeneidad en la población tanto en la parte
educativa como de ingresos.
El transporte pesado tiene que pasarse al ferrocarril en toda la nación y el
que quede por carretera tiene que ser en un sistema vial mejorado.
El transporte individual tendrá que irse sectorizando entre transporte
eléctrico y los vehículos a base de hidrógeno más potentes para el período
2030-2050, véase que para eso es necesaria la modificación de la base de
producción eléctrica. Para el período 2010-2030 será necesario estimular la
compra de automóviles híbridos retirándoles los impuestos de
importación y además los impuestos de la gasolina que consuman.
125
Prioridades de formación y producción para el funcionamiento de las
nuevas tecnologías:



Meteorología y modelos climáticos
Radares meteorológicos
Manipulación de desechos de baterías y separación de Litio,
Ingeniería Química
Ingeniería eléctrica de potencia en particular de generación de
viento e hídrica
Sistemas electrónicos de potencia
Sistemas informáticos asociados a la red inteligente a la
contabilidad y al ahorro
Físicos especialistas en termodinámica, física nuclear, energía solar
Producción de turbinas hidráulicas y eólicas
La formación de personal en el área de energía






6.2
Posgrados
En vista de los problemas que enfrenta Honduras en el área de energía es
necesaria la formación de personal en posgrados de las áreas prioritarias:
Ahorro de energía, energías renovables, redes inteligentes, transportes
alternativos.
La capacidad en términos de personal con que cuenta Honduras es muy
pequeña y en general se limita a la producción de potencia eléctrica el cuadro
abajo representa parte del personal con que cuenta Honduras.
Tabla de personal hondureño formado en el área de energía
No.
1
Nombre
Elizabeth Álvarez
2
Dennis Rivera
Grado
Abg.
Dr.
3
4
5
Diego Roberto
Midence
Julio Romero
Agüero
Marco Antonio
Flores Barahona
Dr.
Universidad
UNAH
Instituto de Energía
Eléctrica, Univ. Nac.
de San Juan, Arg.
Instituto de Energía
Eléctrica, Univ. Nac.
de San Juan, Arg.
USA
Dr.
Dr.
Universidad Nacional
de Salta, Arg.
Correo Electrónico
elialvarez@yahoo.com
dealriv@yahoo. com
diegomidence@yahoo.com
julio@quanta-technology.com
marcoaflores@yahoo.com
126
No.
Nombre
Grado
6
Miguel Ángel
Figueroa Rivera
Dr.
7
Rolando Castillo
Dr.
8
Wilfredo Flores
Dr.
9
10
11
12
Francisco Rivas
Osly Rodas
Reinerio Zepeda
Xiomara Pinto
Ing.
Ing.
Ing.
Ing.
13
Efraín Ochoa
Lic.
14
15
16
17
Jorge Flores
Manuel Martínez
Obed Escalón
Sergei Alvarado
Lic.
Lic.
Lic.
Lic.
18
Diana L Soliz P.
M. Sc.
19
20
Addy Elvir
Angel Baide
M.Sc.
M.Sc.
21
Arlen Emilia
Flores Feijoo
M.Sc.
22
Carlos
Hernández
M.Sc.
23
Fany Méndez
M.Sc.
24
Francisco Montes
M.Sc.
25
Gerardo Salgado
M.Sc.
26
Herson Álvarez
M.Sc.
27
José C Cárcamo
M.Sc.
28
29
Oscar Aguilar
Ramón Chávez
M.Sc.
M.Sc.
30
Ricardo Espinoza
Salavadó
M.Sc.
31
Mario Zelaya
MBA
Universidad
Instituto de Energía
Eléctrica, Univ. Nac.
de San Juan, Arg.
Instituto de Energía
Eléctrica, Univ. Nac.
de San Juan, Arg
Instituto de Energía
Eléctrica, Univ. Nac.
de San Juan, Arg.
Ingeniería UNAH
Ingeniería UNAH
UNAH
UNAH
Fis. UNAH Est.
Doctorado España
Fis. UNAH
Fis. UNAH
Fis. UNAH
Fis. UNAH
Universidad Sogesta,
Italia
Fis. UNAH
Universidad de París
Universidad
Internacional de
Andalucía
UNAH/MAE
UNICAH
Universidad
Internacional de
Andalucía
Universidad
Internacional de
Andalucía
Argentina
Universidad
Internacional de
Andalucía
Universidad de San
Pablo Brasil
Brasil
Fis. UNAH
Universidad
Veracruzana, Xalapa,
Mex.
Ph.D Estudiante en
POSCAE-UNAH
Correo Electrónico
mfigueroa@cne.gob.hn
rolcas9@yahoo. com
wilfredo.flores@gmail.com
fran_rivas@yahoo.com
oslyrr@yahoo.com
reizepeda@yahoo.com
xpinto5@yahoo.com
e8am@yahoo.com
georgos.polux@gmail.com
mmartinez.physics@gmail.com
obedesgo@gmail.com
babs20_hn@yahoo.com
diana_solisp@yahoo.com
addifisica@gmail.com
abaide@aol.com
arlen_flores@yahoo.com
cleonel2001@yahoo.com
fanymendez@gmail.com
franciscomontes2003@yahoo.es
gasalgado@yahoo.com
herson2000@yahoo.com
carcamo7@yahoo.com
oaguilar@ieee.org
ramonenfisica@gmail.com
respinozasalvado@yahoo.com
mazelaya@yahoo.com
Fuente: Tabla elaborada por el Dr. Marco A Flores
127
7.
Conclusiones y Recomendaciones
La combinación del fin del petróleo barato, el cambio climático y la sobre población
tienen el potencial de causar una seria crisis para Honduras.
La gravedad de esta crisis dependerá del grado de preparación que tengamos y de
las medidas que podamos tomar desde ahora.
Esta crisis se manifestará como racionamientos y fallas en el fluido eléctrico, filas y
desabastecimiento en las gasolineras, hambre, desorden social y aumento de las
enfermedades y posiblemente sequías severas y prolongadas.
Debemos dar a conocer el problema de forma seria y responsable haciendo
conciencia en el gobierno y la población.
El gobierno por medio de seminarios y foros.
En la población por medio de las cátedras de Energía y la de Cambio Climático a
todos los niveles desde los canales de televisión e Internet hasta las cátedras
especializadas en las universidades, estas actividades comenzarían en el 2011.
Es necesario tomar medidas para disminuir la población y aumentar su grado de
educación evitando las madres solteras y especialmente las adolecentes. En la debida
educación de la mujer hondureña reside el futuro de Honduras.
Se debe aumentar y fortalecer la producción de alimentos usando las especies más
resistentes no solamente las más productivas.
Se debes resolver el problema de la ENEE, poner a funcionar el CNE y la ley marco
del subsector eléctrico y poner una auditoría internacional y mediante esa firma
auditora llamar a concurso los puestos para el Ministro de SERNA, el CNE y los
directivos de la ENEE.
Privatizar a nivel comunitario y local la red de distribución de la ENEE para que sea
operada de forma conjunta por la comunidad y un banco. De forma que la ENEE
pueda convertirse en una empresa rentable de nuevo, quedando solo con la
generación y la transmisión y con un número reducido de ingenieros y técnicos de
alto nivel pasando la mayor parte de su personal técnico y administrativo a las
nuevas empresas de distribución.
En el período de transición 2010-2030 se deberán instalar en el país por lo menos dos
turbinas de gas de ciclo combinado con eficiencias superiores al 60% tal como lo
están haciendo México y El Salvador. Con una generación conjunta de 1200 MW.
128
Es indispensable la creación del Instituto de Energía con la participación del
gobierno, empresa privada y la ayuda internacional entre las actividades más
urgentes del Instituto estarían:







El establecimiento de modelos analógicos y digitales sobre el clima en
Honduras y la región centroamericana.
Hacer los inventarios y mapas de las fuentes de energía renovables de
Honduras antes y después del cambio climático.
Establecer en forma racional que tipo de generación base de energía eléctrica
sería más conveniente para Honduras.
Comenzar con la formación del grupo de energía nuclear para tener esa
opción dentro de 15 o 20 años.
Estudiar los mercados de combustibles fósiles para el mejor provecho del
país.
Crear la base tecnológica para la introducción de la súper-red inteligente en
Honduras.
Tomar las medidas para aumentar la eficiencia energética en todos los
niveles, generación, transmisión y a nivel de usuario. Estudiar los
transformadores más eficientes así como los métodos de iluminación más
eficientes y seguros para nuestra niñez.
En relación al transporte hay que favorecer vía impuestos con automóviles más
económicos, mejorar nuestro sistema de carreteras evitando las de tierra o las que
están en mal estado.
Evitar los taxis como medio colectivo de transporte substituyéndolos por unidades
adecuadas.
Introducir el barco y el tren como medio de transporte de carga, evitando la extrema
dependencia en el diesel en el transporte de carga.
COPECO debe iniciar un programa para identificar a los más vulnerables, que no
son necesariamente los más pobres sino los más carentes de sentido común y darles
cursos y prácticas para reducirles la vulnerabilidad.
El índice PDSI revela la posibilidad de severas sequías inclusive para la región de
Centro América un buen manejo del agua es indispensable en cualquier solución
energética.
129
El índice PDSI o Palmer Drought Index, es un indicador de la severidad de las sequías.
130