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FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

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FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y

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Para optar el título profesional de:

INGENIERO ELECTRICISTA

Presentado por:

Bach. Luis Antonio TORRES SALINAS

HUANCAYO – PERU

2010

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A mis queridos padres Félix y Delia, por todo el amor y apoyo en los momentos

más difíciles y por sus palabras de aliento para seguir adelante en todo momento.

A mis hermanos Elsa y Carlos, quienes siempre me alientan

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CARÁTULA DEDICATORIA... I INDICE... II RESUMEN... VII INTRODUCCIÓN... 1

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1.1. LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS EN EL PERÚ ... 4

1.1.1. Centrales de Pasada. ... 11

1.1.2. Centrales de Embalse. ... 13

1.1.3. Análisis de las Centrales en Cascada ... 22

1.1.3.1 Factor de Planta ... 25

1.2. LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS EN EL BRASIL ... 28

1.2.1. Centrales de Pasada ... 31

1.2.2. Centrales de Embalse ... 32

1.2.3. Dimensión de los embalses en la amazonía brasilera ... 32

1.2.4. Capacidad eléctrica en Embalses ... 33

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2.1. EVOLUCIÓN DEL ACUERDO DE SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD

PERÚ-BRASIL. ... 38

2.2. CARACTERÍSTICAS DEL ACUERDO DE SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD PERÚ-BRASIL. ... 41

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3.1. MARCO GENERAL. ... 45

3.2. AFLUENTES DE LAS CENTRALES Y CUENCA EN ESTUDIO. ... 47

3.2.1. Río Inambari... 47

3.2.2. Río Madre de Dios ... 48

3.2.3. Río Beni ... 48

3.2.4. Río Mamoré ... 49

3.2.5. Río Guaporé ... 50

3.2.6. Río Madeira ... 50

3.3. CARACTERÍSTICAS DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA INAMBARI... 52 3.4. CARACTERÍSTICAS DE LAS USINAS DEL COMPLEJO MADEIRA. 55

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3.4.1. Usina Hidrelétrica de Jirau ... 55

3.4.2. Usina Hidrelétrica de Santo Antonio ... 58

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4.1. EL MODELO PERSEO. ... 62

4.2. CONSIDERACIONES ASUMIDAS Y SIMULACIÓN EN EL PERSEO 64 4.2.1. Características del SEIN en el periodo de 2008-2027. ... 67

4.2.2. Características de los Afluentes. ... 69

4.2.3. Topología de la cuenca para la simulación ... 71

4.2.4. Estructura de datos que ingresaron al Perseo ... 75

4.3. RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES ... 78

4.3.1. Resultados de la Simulación a Caudal Natural, sin Embalse. ... 78

4.3.2. Resultados de la Simulación a Caudal Regulado, con Embalse. ... 80

4.3.3. Cálculo del Factor de Planta. ... 83

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5.1. ASPECTOS TÉCNICOS - ECONÓMICOS ... 85

5.2. ASPECTOS AMBIENTALES... 89

5.2.1. Efectos hidrológicos ... 91

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ANEXO 1: BORRADOR FINAL DEL ACUERDO DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA.

ANEXO 2: METODOLOGÍA DEL MODELO PERSEO.

ANEXO 3: CRONOGRAMA DE PUESTA EN OPERACIÓN DE LA USINA HIDRELÉTRICA JIRAU.

ANEXO 4: CRONOGRAMA DE PUESTA EN OPERACIÓN DE LA USINA HIDRELÉTRICA SANTO ANTONIO.

ANEXO 5: DATOS DE INGRESO AL MODELO PERSEO.

ANEXO 6: RESULTADOS DE SIMULACIÓN PARA JIRAU-ENERGÍA GENERADA A CAUDAL NATURAL NATURAL.

ANEXO 7: RESULTADOS DE SIMULACIÓN PARA SANTO ANTONIO-ENERGÍA GENERADA A CAUDAL NATURAL.

ANEXO 8: RESULTADOS DE SIMULACIÓN PARA JIRAU-ENERGÍA GENERADA A CAUDAL REGULADO.

ANEXO 9: RESULTADOS DE SIMULACIÓN PARA SANTO ANTONIO-ENERGÍA GENERADA A CAUDAL REGULADO.

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FINALIDAD Y ALCANCE:

La tesis tiene como finalidad estimar el incremento de energía en las usinas hidreletricas brasileras de Jirau y Santo Antonio, debido a la regularización de los caudales del río Inambari.

La metodología utilizada viene a ser lo siguiente: se recopiló toda la información a través de diversas fuentes como el Osinergmin, Coes, Egasur entre otros y por parte de Brasil a través de la Ons, Aneel, Jirau, Santo Antonio y otros, luego se procedió a modelar el tramo de la cuenca desde el punto del futuro embalse de Inambari y la última usina hidrelétrica de Santo Antonio, este modelado físico (a través del diagrama topológico) es introducido al Modelo Perseo (modelo utilizado por el Osinergmin) conforme el formato de su manual de

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ingreso de datos lo establece, luego se procedió a simular los despachos, el primero a caudal natural y el segundo a caudal regulado, este último con la intervención del futuro embalse de Inambari.

OBJETIVOS Objetivo Principal:

Estimar el incremento de energía en el “Complejo Hidreletrico Madeira” debido a la operación del futuro embalse de la central hidroeléctrica de Inambari.

Objetivos Específicos:

 Calcular la variación del factor de planta de la usina hidrelétrica Jirau.  Calcular la variación del factor de planta de la usina hidrelétrica Santo

Antonio.

Las simulaciones dieron los resultados esperados, se verificó que el incremento de energía en las usinas brasileras de Jirau y Santo Antonio debido a la regularización del futuro embalse de Inambari sería de aproximadamente 26972 GW.h durante los 30 años de concesión, el mismo que daría a 75 $/MW.h (costo marginal de largo plazo estimado por la CIER 15) una venta de energía estimada de 2 022.94 millones, que representa aproximadamente la mitad de la inversión necesaria para la construcción de la mega central de Inambari.

Con estos incrementos de energía también se verificó incrementos de los factores de planta en 1.51% y 1.67% para las usinas de Santo Antonio y Jirau respectivamente.

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Sin duda alguna la hidroelectricidad es una de las mayores tecnologías limpias para la generación eléctrica, con el pasar del tiempo en el mundo se han construido innumerables centrales hidroeléctricas con características bien propias, influenciadas de alguna forma por la normatividad de cada país. Podemos clasificar a éstas centrales en dos grandes grupos, las de embalse y de filo de agua.

Desde el punto de vista de eficiencia en la producción de electricidad y consecuentemente el mejoramiento del factor de planta, se sabe que una de embalse proporciona mayor eficiencia en el uso de la capacidad instalada, debido a que su embalse nos permite almacenar agua en periodos de avenida, para luego turbinarlo en periodos de estiaje, por lo que se acostumbra instalar centrales de

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filo de agua, ya que éstos últimos son propensos al frágil caudal que presentan los periodos de estiaje, a esta disposición la llamamos “centrales en casada”.

Por otro lado, en el marco de la integración energética Perú-Brasil, en base al

“Acuerdo para el Suministro de Electricidad al Perú y Exportación de Excedentes al Brasil”, firmado el 16 de Junio de 2010, se viene realizando

estudios relacionados a la construcción de centrales hidroeléctricas en territorio peruano. Siendo así el primer proyecto la C.H. Inambari, la misma que es de tipo Embalse y estará ubicada en el río del mismo nombre que une a los departamentos de Puno, Cuzco y Madre de Dios.

El río Inambari, viene a ser un afluente del río Madre de Dios quien a su vez es afluente del río Madeira, en donde se encuentran en plena construcción Las usinas hidrelétricas de filo de agua del Complejo Madeira. Por lo que se presentaría una disposición de centrales en cascada.

Si bien es cierto, la futura central de Inambari y las del Complejo Madeira se encontrarán muy distantes, sin embargo éstas son de grandes dimensiones, por lo que es de interés analizar el grado de influencia del embalse de Inambari, en la producción de electricidad en las usinas del Complejo Madeira, a fin que pueda determinarse el incremento de su factor de planta, que es uno de los objetivos principales del presente estudio.

La presente tesis se ha organizado en 5 capítulos, en la primera parte se describe los aspectos generales como son los conceptos y la teoría utilizada en

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capítulos siguientes, en la segunda, se menciona y analiza el acuerdo de integración energética Perú-Brasil, en la tercera parte ya se empieza a detallar las características de los elementos que serán utilizados en la simulación del próximo capítulo, en la cuarta parte se muestra la estimación de los incrementos de energía y factor de planta de las usinas brasileras, para que en un quinto capítulo analizar estos resultados. Por último tenemos las conclusiones y recomendaciones pertinentes.

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1.1. LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS EN EL PERÚ

Las centrales hidroeléctricas en el Perú se encuentran ubicadas fundamentalmente en tres cuencas hidrográficas, la de Pacífico, la del Atlántico y la del Lago Titicaca.

Durante los años 70’s mediante el “Convenio de Cooperación Técnica entre el Gobierno de la República Federal de Alemania y el Gobierno de la Republica del Perú”, el Consorcio alemán Lahmeyer-Salzgitter prestó asesoramiento técnico al Ministerio de Energía y Minas del Perú para la formulación del Plan Estratégico Nacional 1973-1982[Lahm79]. El resultado mostró que el Perú dispone

[Lahm79]

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de un gran potencial hidroeléctrico, considerado a la fecha como el tercero en Sudamérica solo por debajo de Brasil y Colombia.

Además dicho estudio determinó un potencial teórico de 206 107 MW distribuido en las tres cuencas hidrográficas, 29 256.5 MW para el Pacífico, 176 286.5 MW para el Atlántico y 564 MW para el Titicaca.

El estudio también muestra el potencial técnico que reduce el potencial hidroeléctrico a 58 937.4 MW.

Para fines del 2009 el Perú solo ha desarrollado poco más el 5% de su potencial hidroeléctrico. Es así que el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) opera las centrales hidroeléctricas mas importantes que suman 3 168.18 MW[Coes10] instalados y que agrupan una potencia efectiva de 3 070.24

MW [Coes10].

Esta potencia efectiva se distribuye en las dos principales cuencas hidrográficas, 1 469.64 MW en el Pacífico y 1 600.60 MW en el Atlántico.

El sector eléctrico peruano siempre se ha caracterizado por ser predominantemente hidráulico. Pese a que en estos últimos años se tiene una participación considerable de centrales termoeléctricas a gas natural, la oferta eléctrica sigue siendo mayoritariamente hidráulica.

[Coes10]

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A continuación se describen algunos indicadores que ayudan a tener un panorama general del actual sector eléctrico en lo que se refiere a oferta y demanda de energía.

En términos de potencia efectiva para atender el SEIN al 2009 se tiene una participación de 48.88% a través de centrales hidroeléctricas y el restante 51.12% mediante centrales termoeléctricas.

La potencia efectiva de las centrales térmicas se encuentra distribuida en tres tipos de fuentes, tal como se muestra en el gráfico 1.1

Gráfico 1.1

DISTRIBUCIÓN DE LA POTENCIA EFECTIVA POR TIPO DE FUENTE ENERGÉTICA 2009

Fuente: Estadística Anual 2009 – COES.

En este gráfico se puede observar la participación considerable de las termoeléctricas a Gas natural. Esto se debe a la gran expectativa del gas que dispone el Perú en su matriz energética, que si bien es cierto el estado lo dispuso a

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un costo por debajo de la media mundial, haciendo que los inversionistas se interesen en construir centrales termoeléctricas a gas natural.

Por otro lado la producción total de energía eléctrica durante el año 2009 fue de 29 807,25 GW.h y representa un crecimiento de 0,84% con respecto al año 2008 cuyo valor fue 29 558,71 GW.h. De la energía producida en el año 2009, 18 751,67 GW.h son de origen hidráulico y 11 055,58 GW.h son de origen térmico.

En el gráfico 1.2 se aprecia la participación por tipo de fuente energética como energía producida. En ello se puede observar una acentuada participación del gas natural en energía producida, 31,09% (en potencia efectiva 37,15%) así como también a la hidráulica con el 62.91% de energía producida (con potencia efectiva de 48.88%).

Gráfico 1.2

DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA POR TIPO DE FUENTE ENERGÉTICA 2009

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Otro aspecto interesante que presentó del año 2009 fue el registro de la máxima demanda de potencia, que fue de 4 322,37 MW, la misma que ocurrió el día miércoles 09 de diciembre a las 19:15 horas y que fue superior en 2,95 % con relación al año 2008, que fue de 4 198,66 MW[Coes10].

Por otro lado el crecimiento anual del consumo de electricidad tanto de energía como de potencia ha venido incrementándose de manera importante hasta el 2007. La crisis mundial originada en los Estados Unidos a mediados del 2008 hizo desacelerar el crecimiento, se espera una recuperación para los siguientes años. En el gráfico 1.3 se puede observar el crecimiento del consumo en el periodo 2004-2009.

Gráfico 1.3

CRECIMIENTO ANUAL DEL CONSUMO DE ELECTRICIDAD 2004-2009

Fuente: Estadística Anual 2009 – COES.

[Coes10]

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La producción de energía mensual durante el año 2009 evidencia las características del parque hidroeléctrico generador, ya que presenta una baja en la producción de energía en los meses de estiaje, por lo que estaríamos hablando de dos tipos de centrales hidroeléctricas, las de embalse y las de fío de agua.

La baja en la producción de energía en periodos de estiaje se presentan básicamente en las centrales a fío de agua, y también en aquellas que son de embalse pero con volúmenes reducidos de almacenamiento, que por tanto, no tienen la capacidad de regular el caudal a las turbinas durante el periodo anual.

En el año 2009, la producción de energía en periodos de estiaje representó aproximadamente el 74.34% de la energía producida en periodos de avenida, los meses de menor producción de energía fueron Junio-Octubre, tal como se muestra en el gráfico 1.4.

Gráfico 1.4

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA MENSUAL DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS AÑO 2009 0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 Ener o Febr ero Mar zo Abril May o Juni o Julio Agos to Setie mbr e Oct ubre Nov iem bre Dicie mbr e GW.h

Prod. Hidro Total: 18751.67 GW.h

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Para el COES, el sistema eléctrico interconectado nacional se compone básicamente de 28 centrales hidroeléctricas (considerando las etapas de las centrales como una sola), de las cuales 19 son consideradas como las mayores, las 9 restantes son pequeñas que solo representan el 2.68% de la energía producida durante el año 2009.

En producción de energía destacan las centrales de Mantaro, Restitución, Cañón del Pato y Huinco, que en su conjunto representan mas del 50% de la energía generada en el SEIN, las dos primeras se encuentran ubicadas en las cuencas del río Mantaro, la tercera y la cuarta se encuentran en las cuencas del río Santa y el río Santa Eulalia respectivamente.

Siendo así las principales cuencas del sistema interconectado nacional el río Mantaro, el río Santa y el río Rimac, que tiene como afluente principal al río Santa Eulalia.

Cabe resaltar el reciente ingreso de la central hidroeléctrica El Platanal que recién experimentará su producción esperada durante este año y que será importante para el sector eléctrico peruano ya que se trata de 220 MW instalados, previéndose así este año, 20 centrales como las más importantes del SEIN.

En el gráfico 1.5 se puede observar un resumen de la producción de energía eléctrica de las 19 mayores centrales hidroeléctricas del SEIN durante el año 2009.

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Gráfico 1.5

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ANUAL DE CENTRALES HIDRÁULICAS AÑO 2009 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000 1 GW.h

Mantaro Restitución Cañon del Pato Huinco Chimay Matucana Yuncan Yaupi Machupicchu San Gabán Charcani Carhuaquero Callahuanca Moyopampa Cahua Huampani Malpaso Yanango Gallito Ciego Otras

Fuente: Elaboración propia, Datos: Estadística Anual 2009 – COES.

Cada una de las centrales hidroeléctricas que componen el sector eléctrico tiene características propias, sin embargo como se mencionó anteriormente, estas pueden ser agrupados en centrales de embalse y centrales de filo de agua. En los siguientes ítems se conceptualizará estos términos así como se mostrará su utilización en el sector eléctrico peruano.

1.1.1. Centrales de Pasada.

Las centrales de filo de agua, también denominadas centrales de agua fluyente o de pasada, utilizan parte del flujo de un río para generar energía eléctrica. Operan en forma continua porque no tienen capacidad para almacenar agua, no disponen de embalse y turbinan el agua disponible en el momento, limitadamente a la capacidad instalada. En estos casos las turbinas pueden ser de eje vertical, cuando el río tiene una pendiente fuerte u

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horizontal cuando la pendiente del río es baja. Este tipo de centrales tienen como característica inherente la baja en la producción de energía eléctrica en periodos de estiaje.

En la figura 1.1 se muestra la central hidroeléctrica (denominada también “usina hidrelétrica” en Brasil) a filo de agua de Porto Primavera en Sao Paulo, ésta viene a ser una de las 58 centrales de filo de agua que componen el sistema eléctrico Brasilero (SEB). Posiblemente estos tipos de centrales sean los modelos que se construirán en el futuro, esto debido a los cuestionamientos por los embalses, que inclusive motivó la realización del WorkShop Internacional Mudanzas Climáticas el 20 de Mayo en Rio de Janeiro - Brasil.

Figura 1.1

USINA HIDRELÉTRICA DE PORTO PRIMAVERA

Fuente: Companhia Energética de São Paulo. – Brasil.

En el siguiente ítem se describe a las centrales de embalse, para luego presentar un gráfico que resuma a todas las centrales que opera el COES.

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1.1.2. Centrales de Embalse.

La mayor parte de las centrales inicialmente construidas fueron precisamente de este tipo, estas utilizan un embalse para reservar agua e ir graduando el caudal que pasa por la turbina. Es posible generar energía durante todo el año si se dispone de reservas suficientes. No obstante requieren una inversión mayor, en muchos casos el estado ha tenido que intervenir para incentivar su desarrollo, ya sea mediante reducción de impuestos o mediante la participación de acciones en la central.

El embalse de éstas centrales puede estar ubicado muy cerca a la casa de máquinas siendo así específicamente una central de embalse a pié de Presa, sin embargo también puede construirse embalses aguas arriba de la central, en muchos casos lagunas artificiales, estos dan origen a otro tipo de centrales, sin embargo para fines del presente proyecto lo consideraremos también como de embalse, ya que al igual que los primeros también pueden regular el caudal hacia las turbinas durante todo el periodo del año. A este tipo de embalse le denominamos embalses estacionales.

En la figura 1.2 se muestra una central a pie de presa, se trata de la Central hidroeléctrica de Marimbondo, propiedad de la empresa Furnas, localizado en el estado de Río Grande en Brasil, una importante central brasilera de 1.44 GW de potencia instalada.

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Figura 1.2

USINA HIDRELÉTRICA DE MARIMBONDO

Fuente: Furnas Centrais Elétricas S.A. – Brasil.

Las actuales restricciones ambientales han pausado la construcción de éstas centrales, debido a que supone que la vegetación inundada por los grandes embalses genera gases que producen el efecto invernadero, por lo que en muchos casos las centrales de embalse tuvieron que ser rediseñados para operar a filo de agua.

En el caso peruano se tiene centrales con embalses que van desde 0.7 millones de metros cúbicos (MMC) a 500 MMC, siendo este último, el embalse Poechos, que valga la aclaración, no es operado por el COES.

En la tabla 1.1 se muestra a los mayores embalses asociados a las centrales hidroeléctricas interconectadas al SEIN para el periodo 2009. Esta tabla fue elaborada con información extraída de la base de datos del Perseo para la última fijación tarifaria.

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Tabla 1.1

EMBALSE Volumen MMC CENTRALES ASOCIADAS

POECHOS 500.00 Poechos1 Poechos 2 Curumuy LAGO JUNIN 441.17 Malpaso Mantaro Restitución

GALLITO CIEGO 371.90 Gallito Ciego

LAGUNA ARICOTA 270.00 Aricota 1

Aricota 2 EDEGEL LAG. STA

EULALIA 234.05

Huinco Callahuanca Moyopampa Huampaní

EL FRAYLE 135.00 Charcani I hasta

Charcani VI

SIBINACOCHA 116.30 Machupichu

EMB. EL PANNE 95.00 Charcani I hasta

Charcani VI

EMB. PILLONES 80.00 Charcani I hasta

Charcani VI PAUCARCOCHA 70.00 Platanal HUAYLACANCHA 56.93 Mantaro Restitución LAGUNAS (5) 56.00 Mantaro Restitución

LOS EMBALSES DEL SEIN MAYORES A 50 MMC

Fuente: Elaboración propia, datos extraídos del Perseo, tarifas en barra 2010-2011.

Como se podrá observar en la tabla anterior, los embalses más grandes con las que cuenta el sistema interconectado nacional son: Poechos, el Lago Junín, Gallito Ciego, la Laguna Aricota y las lagunas de Santa Eulalia.

Sin embargo los embalses que componen nuestro sistema hidrológico obedecen a diferentes necesidades, tales como: energía eléctrica, riego y agua potable. Dada la prioridad del uso de agua para generación eléctrica, el COES

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sólo incluye en la optimización los embalses cuyo uso obedece estrictamente a necesidades de energía eléctrica. Las descargas de los embalses, que obedecen a necesidades de riego y agua potable, son informadas por los integrantes.

Los embalses cuyas descargas están determinadas por las restricciones de agua potable y riegos son los siguientes:

- Lagunas de Edegel, limitadas por agua potable.

- Lagunas de la central Charcani, limitadas por riego y agua potable. - Laguna de la central Gallito Ciego, limitada por riego.

- Laguna de la central Aricota, limitada por riego.

Por otro lado el embalse Poechos, esta asociada a la central hidroeléctrica Poechos I y II, y a la central Curumuy de propiedad de SINERSA, quien no es integrante del Comité de Operación Económica del Sistema, por tanto éste no puede optimizar el mencionado embalse, además que este embalse está asociada al Proyecto Especial Chira Piura.

En contraparte tenemos los embalses optimizados por el COES y vienen a ser los siguientes:

- Lago Junín.

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17

- Lagunas de las centrales Pachachaca y Oroya. - Lagunas de las centrales Yuncan y Yaupi. - Lagunas de la central Cañón del Pato. - Lagunas de la central Cahua.

- Lagunas de la central San Gabán. - Lagunas de la central Machupichu.

Por lo que se define a las centrales de embalse del SEIN como aquellos asociados a embalses realmente optimizados por el COES. El volumen total asociado al sector eléctrico es alrededor de 21 000 MMC tal como se muestra en el gráfico 1.6:

Gráfico 1.6

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Si suponemos la instalación de dos centrales hidroeléctricas bajo un mismo caudal de diseño y con una misma potencia instalada, la primera de tipo de embalse y la segunda de tipo de filo de agua, de seguro obtendremos las características presentadas en el gráfico 1.7.

Gráfico 1.7

CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN ESTIMADA DE ENERGÍA EN CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DE EMBALSE Y FIO DE

AGUA 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC

% Producción (C.H. Embalse)

% Producción (C.H. Fio de agua)

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de los promedios de las series hidrológicas del río Madeira.

Los segmentos en granate vienen a representar el porcentaje del caudal medio mensual del río Madeira (en Brasil) sobre el caudal medio mensual máximo, observar que septiembre es el mes con menor caudal promedio representando el 20% del caudal presentado en el mes de Abril.

Si suponemos que la central es de tipo filo de agua, el caudal turbinable tendrá una tendencia similar al caudal medio presentado por los segmentos granate, con la diferencia que en periodos de avenida habrá caudal en exceso

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y que inclusive se tendrá que verter, y en periodos de estiaje solo podrá producir el caudal natural disponible.

Por otro lado si fuese una central de embalse, ésta podría “guardar agua” en los periodos de avenida, de modo que pueda turbinar en los periodos de estiaje.

Si volvemos al gráfico 1.7 y ahora lo interpretamos como caudal turbinado, los segmentos granate para las de tipo de filo de agua y las azules para las de tipo de embalse, se podrá tener el fenómeno sombreado en amarillo precisamente para los periodos Junio a Diciembre, efecto se hará mas pronunciado según sea el tamaño del embalse, es decir según sea su capacidad de almacenamiento.

Recordemos que ésta puede ser regulación mensual o anual, siendo este último quien marcará un efecto más evidente en la producción de energía en comparación a las centrales de filo de agua.

Es por tanto que las centrales hidroeléctricas de embalse siempre van seguidas por las centrales de filo de agua precisamente para que estos últimos aprovechen el embalse aguas arriba, de manera que puedan mejorar su capacidad de producir energía en periodos de estiaje. A la disposición de las dos (o más) centrales seguidas en una misma cuenca le denominamos “centrales en cascada”.

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En el sistema interconectado nacional también se tiene centrales de filo de agua, en el gráfico 1.8 se muestra un diagrama esquemático del SEIN de modo que se pueda observar la topología básica de cada una de las centrales, así como la identificación de la cuenca a la que pertenece.

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Gráfico 1.8

Central de Embalse = Central con o sin reservorio horario con embalse aguas arriba(clasificado en el Perseo como tal) Central a fío de agua = Central con o sin reservorio horario sin embalse aguas arriba(clasificado en el Perseo como tal)

O C É A N O P A C ÍF IC O EMBALSE POECHOS 500MMC CH POECHOS I CH CURUMUY CH POECHOS II Río Chira CH CAÑA BRAVA(6) 5.71 MW* CH GALLITO CIEGO(14) 38.15 MW Río Piura Río Chancay Río Jequetepeque EMBALSE GALLITO CIEGO 371.9 MMC

CH CAÑÓN DEL PATO(6)

263.49 MW Río Pariac EMBALSE ANGUASHCOCHA, PARON, COLLICOCHA 46 MMC Río Santa CH PARIAC(14) 4.95 MW CH CAHUA(14) 43.11 MW Río Pativilca CH CALLAHUANCA(3) 80.43 MW CH HUINCO(3) 247.34 MW CH MOYOPAMPA(3) 64.70 MW CH HUAMPANI(3) 30.18 MW Río Rimac CH MATUCANA(3) 128.58 MW CH PLATANAL(15) 211.77 MW* Río Cañete EMBALSE PAUCARCOCHA 70 MMC

No operado por el COES

EMBALSE RAJUCOLCA 10 MMC EMBALSE VISCONGA 30 MMC CH CARHUAQUERO(6) 105.09 MW

Río Santa Eulalia

Río San Mateo LAGUNAS EDEGEL

234.05 MMC

CH HUANCHOR(11)

19.63 MW

*Potencia efectiva estimado a partir de datos utilizados en la fijación tarifaria del 2010-2011.

Río Blanco CH CHARCANI(4) 175.78* MW Río Negrillo Río Pillones EMBALSE EL FRAYLE 135 MMC EMBALSE PIÑONES 95 MMC EMBALSE EL PAÑE 95 MMC

*Comprende todas las etapas de Aricota CH ARICOTA(7) 30.14 MW* Río Salado EMBALSE LAGUNA ARICOTA 270 MMC

*Comprende todas las etapas de Charcani EMBALSE YURACMAYO 48.3 MMC EMBALSE AGUADA BLANCA 39.2 MMC

Central con Reservorio horario futu. Central con Reservorio horario exit.

Embalse

LEYENDA

*Central existente: Potencia efectiva. *Central futura: Potencia nominal.

Central sin Reservorio horario futu. Central sin Reservorio horario exit.

D IA G R A M A E S Q U E M Á TIC O D E LA S C E N TR A LE S H ID R O E LÉ C TR IC A S D E L S E IN

Año Hidroeléctrica Porcentual (GW) del SEIN (%) POTENCIA INSTALADA 2005 2006 --2007 2.946 54.87 2008 2.938 55.17 2009 2.948 49.13 CHINANGO - (1) AGENTES EDEGEL - (2) EDEGEL - (3) EGEMSA - (5) EGASA - (4) EGESUR - (7) EGENOR - (6) ELECTROPERÚ - (8) MINERA CORONA - (11) ENERSUR - (9) SAN GABAN - (12) SANTA CRUZ - (13) SN POWER - (14) GEPSA - (10) CELEPSA - (15) O C É A N O A T L À N T IC O CH YUNCÁN(9) 136.76 MW Río Huachón Río Paucartambo Río Manto CH YAUPI(14) 110.21 MW CH YANANGO(1) 42.61MW Río Tarma CH CHIMAY(1) 150.9 MW Río Tulumayo Río Mantaro Río Yauli CH RESTITUCIÓN(8) 215.36 MW CH MANTARO(8) 670.66 MW CH MALPASO(14) 48.2 MW EMBALSE LAGO JUNIN 441.17 MMC Río Rumichaca CH PACHACHACA(14) 9.65 MW CH OROYA(14) 9.48 MW EMBALSE Jaico, Pacchapata y Altos Manchay.

31.2 MMC Río Talenga

Río Huangush EMBALSE Matacocha, Huangush alto y bajo.

40.2 MMC EMBALSE VICTORIA I 1.5 MMC EMBALSE MALPASO 23.06 MMC EMBALSE Huallacocha, Pomacocha 41.4 MMC Río Pachacayo Río Quillón EMBALSE 3 LAGUNAS 14.2 MMC EMBALSE HUAYLACANCHA 56.9 MMC EMBALSE 5 LAGUNAS 56 MMC EMBALSE CHILICOCHA 42.8 MMC Río Vilcanota Nevados aledaños CH MACHUPICCHU(5) 88.8 MW EMBALSE SIBINACOCHA 116.03 MMC Río Macusani Río Corani

CH SAN GABAN II(12)

113.1 MW

CH SAN GABAN I(12)

110 MW EMBALSE MACUSANI 36.02 MMC Río Misapuquio CH MISAPUQUIO 3.68 MW* CH SAN IGNACIO 0.52 MW* CH SAN ANTONIO 0.62 MW* EMBALSE PARIHUANA Y HUARHUARCO 20.1 MMC EMBALSE HUISCA-ARCATA 24.1 MMC CH ARCATA(14) 5.05 MW Río Misapuquio EMBALSE VILAFRO 3 MMC

*Valores nominales CH HUAYLLACHO

0.29 MW* Aportaciones Naturales Pacífico Atlántico CUENCAS HIDROGRÁFICAS Lago Titicaca Intercuencas

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1.1.3. Análisis de las Centrales en Cascada

En general las centrales en cascada están diseñadas para una operación integrada, sin necesidad de operarios. Con el fin de cumplir con las estrictas regulaciones de carácter ecológico, las plantas controlan la gestión de aguas en toda la cascada[Vate06].

Por ejemplo el sistema Brasilero tiene la complejidad de ser mayoritariamente hidráulico y tener muchas centrales en cascada, por lo que la operación de una impacta en los niveles de las reservas aguas abajo.

Si se considera una cascada como un sistema formado por una reserva de agua y una central generadora aguas abajo, se puede probar que el costo spot de la energía lo remunera correctamente, sin embargo de no existir un valor para el agua, toda la remuneración se la lleva la central y nada la reserva. Por esta razón, si el sistema es entero de una empresa no hay problemas, sin embargo en el caso de que existan múltiples propietarios en un cauce, surgen los conflictos por el uso del agua[Ariz02].

Adicionalmente, el hecho de que el despacho sea centralizado hace que las generadoras estén expuestas a un alto nivel de riesgo hidrológico, ya que no pueden manejar el nivel de sus embalses de acuerdo a sus contratos.

[Vate06]

VATECH HIDRO , Hidro News , número 10 Julio de 2006, P.11

[Ariz02]

Estudio comparativo de las crisis eléctricas en Chile, California y Brasil -2002, Rafael Ariztía Correa, P.85

(31)

23

La presencia de externalidades puede ser identificada cuando, por ejemplo dos o más centrales hidroeléctricas están localizadas en secuencia en una misma cuenca hidrográfica. En ese caso, las producciones de las centrales son afectadas por las decisiones operativas de las centrales localizadas aguas arriba y por la regularización de los ríos promovida por ellas. Las centrales de cabecera pueden, por ejemplo, no liberar agua de sus reservas cuando las centrales aguas abajo necesiten de ella o hacerlo a penas cuando fuera el caso.

En la mayor parte del tiempo, sin embargo, la simple presencia de reservorios agua arriba beneficia involuntariamente a las centrales río abajo con la regularización de los caudales del río sin que estas últimas paguen nada por ello, pues no hay medios de establecer derechos de propiedad sobre los caudales regulados. Es por lo tanto una situación en que las externalidades no pueden ser eliminadas naturalmente a través del establecimiento de un mercado.

Coordinando entretanto sus procedimientos operativos, los productores de la cuenca pueden atender conjuntamente a cargas mayores, sin cualquier aumento de costo o pérdida de calidad (ante un riesgo de racionamiento) a cada momento, además asignar la producción entre ellas les posibilita evitar vertimientos y a preservar los almacenamientos y alturas de caída de agua donde sea mas conveniente en términos de rendimiento energético. La sobreaditividad de producto resultante induce así a los agentes a la

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concentración de la producción, a la eliminación de la competición y al monopolio.

Las externalidades también se presentan en la expansión del sistema, y que estas pueden inducir a la concentración de la producción, además de generar señales económicas distorsionadas para la expansión del sistema. Cabe observar, por ejemplo, que los grandes reservorios regularizadores destinados a almacenar agua en los periodos de abundancia para la utilización posterior en secas por años seguidos son dentro de los aprovechamientos hidroeléctricos, aquellos que exigen los mayores recursos de inversión. Por lo tanto como se menciona sus beneficios normalmente extrapolan muchos intereses directos de sus propietarios y se extienden a centrales localizadas aguas abajo, por las mejorías en la producción causadas por la regularización.

A pesar de eventuales ganancias proporcionadas aguas abajo, una grande central regularizadora puede no ofrecer, a penas con su producción propia, una rentabilidad adecuada para la inversión exigida. El resultado será probablemente a preferencia por emprendimientos socialmente menos eficientes, operando indebidamente para el consumidor.

Por otro lado, su construcción podrá talvez aun interesar a los productores ya establecidos anteriormente aguas abajo, quien podrá internalizar los beneficios que otros no conseguirán. Entre tanto, a mayor eficiencia productiva en ese caso sería, mas una vez, obtenida a costo de

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25

mayor concentración de la producción y consecuentemente de la reducción de competición.

1.1.3.1 Factor de Planta

El factor de planta mide el grado de utilización de la capacidad efectiva de una central eléctrica. Es el resultado de dividir la energía generada por la planta, en un periodo de tiempo dado (generalmente se toma anual), sobre la energía que hubiera podido generar la planta si lo hiciera a plena carga durante todo el período.

El factor de planta de una central hidroeléctrica siempre será menor que la unidad, ya que la planta eléctrica nunca trabajará a plena carga durante todo el año, esto se debe a varios aspectos tales como: los mantenimientos, la disposición de las hidrologías en el tiempo y la capacidad de almacenar agua de los embalses si es que lo hubiera. Además este valor también dependerá del tipo de central, por ejemplo las centrales de pasada por lo general tendrán un factor de planta menor que las centrales de embalse.

Si separamos la energía eléctrica producida en periodos de avenida y estiaje, podemos definir al factor de planta de una central hidráulica de la manera siguiente:

(34)

En la tabla 1.2 se presentan el factor de planta calculado para las centrales del SEIN correspondientes al año 2009 y la evolución de los factores de planta desde 1999. Se puede apreciar una alta utilización de las centrales hidráulicas.

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27

Tabla 1.2

FACTORES DE PLANTA DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DEL SEIN

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1.2. LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS EN EL BRASIL

Durante la última década el Sistema Eléctrico Brasilero (SEB) ha evolucionado considerablemente, la crisis eléctrica Brasilera del 2000-2001 originó un racionamiento muy importante que al final provocó la reforma del sector el año 2004.

Actualmente el SEB prevé de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), creada el 2004, para el planeamiento del sector energético del país. Por lo que, el desarrollo de las centrales hidroeléctricas son estrictamente estudiadas antes de lanzarlos a subastas a fin que el emprendedor sea aquel que pague menos por el costo de la tarifa.

Históricamente la matriz eléctrica Brasilera siempre fue hidráulica, en el año 2009 la potencia instalada por centrales hidroeléctricas fue de 75 188.5 MW[Onse09] y correspondió al 81.97% de la potencia instalada nacional. Por otro lado en términos de energía estas centrales además de las importaciones de Paraguay, Argentina y Uruguay generaron 415686.19 GWh[Onsh09] que representó el 93.27% del total requerido por el SEB.

Respecto al potencial hidroeléctrico Brasilero, éste se encuentra subdivido en cinco zonas, estas son:

[Onse09]

Evolução da Capacidade Instalada do SIN – 2009. Sin considerar las importaciones de Paraguay (Itaipu), Argentina e Uruguay.

[Onsh09]

(37)

29  Norte.  Noreste.  Centro Oeste.  Sur Este.  Sur.

El potencial hidroeléctrico total de Brasil oscila por los 246.7 GW[Dasi09], siendo el mayor en Sudamérica. El mayor potencial se presenta en la zona Norte con 40.1% del total, que curiosamente ha sido poco desarrollada, en contra parte el desarrollo de las hidráulicas se dieron en las Sur y Sureste, donde se encuentra mayor demanda de electricidad de Brasil. En la tabla 1.3 se muestra el potencial disponible por zonas, así como sus respectivos aprovechamientos.

Tabla 1.3

GRADO DE UTILIZACIÓN DEL POTENCIAL HIDROELÉCTRICO EN BRASIL

Zonas Potencia Inventariada (GW) Porcentaje con respecto al potencial total (%) Aprovechamiento con respecto al potencial de cada zona (%) Norte 98.9 40.1 11 Noreste 24.9 10.1 44 Centro Oeste 35.9 14.6 27 Sur Este 43.9 17.8 53 Sur 43.1 17.5 50 Total de Potencial Hidroeléctrico 246.7

Fuente: Elaboración propia, Datos: Presentación de André Luis da Silva Leite – IV Seminario Internacional – Rio de Janeiro, P.10

Entre las características más importantes del SEB, se tiene que ésta se desenvuelve en 12 cuencas importantes, las cuales son:

[Dasi09]

Presentación de André Luis da Silva Leite – IV Seminario Internacional – Rio de Janeiro, P.10

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 Amazonas.  Atlántico NE Occidental.  Atlántico NE Oriental.  Paranaíba.  Tocantins – Araguaia.  San Francisco.  Atlántico Leste.  Atlántico Sureste.  Atlántico Sur.  Paraguay.  Paraná.  Uruguay.

Además destaca la presencia de complementariedad hidrológica entre la zona Sur y las otras 4 zonas. Esta característica hace que el Brasil impulse grandes líneas de transmisión con el fin de transferir energía entre zonas de manera que pueda optimizar el uso de sus embalses. Por tanto las líneas de transmisión en el Brasil no solo cumplen la función de atendimiento a los centros de carga, sino que también se caracterizan por ser “centrales hidroeléctricas virtuales”.

Esta complementariedad puede observarse en el gráfico 1.9, como se podrá notar la energía almacenada en la zona Sur es mínima precisamente cuando se presenta un almacenamiento máximo en las zonas Sureste – Centro Oeste – Norte

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31

y Noreste, y de manera viceversa se presenta en los meses de Octubre y Noviembre del año pasado.

Gráfico 1.9

ENERGÍA ALMACENADA SOBRE EL MAXIMO (%)

30 40 50 60 70 80 90 100

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic

Mes

(%)

E° Almac. - SE/CO E° Almac. - S E° Almac. - N E° Almac. - NE

Fuente: Elaboración propia, Datos: ONS, Reporte de energía Armazenada nos barragems-2009.

1.2.1. Centrales de Pasada

Según información disponible al 2008 por el operador del sistema interconectado nacional brasilero, 58 son las centrales a filo de agua o pasada, además que estaban previstas 16 para los próximos años.

Éstas centrales hidroeléctricas en su gran mayoría tienden a tener una característica común, de tener caudales de diseños medianos o altos pero a bajas caídas, es por ello que éstas se implementan en su mayoría con turbinas tipo Bulbo.

(40)

1.2.2. Centrales de Embalse

De manera similar al caso anterior, el operador del sistema brasilero ha registrado 61 aprovechamientos con reservorio, es decir centrales de embalse con sólo 8 proyectadas para los siguientes años, cifras que evidencian los futuros impedimentos para la construcción de este tipo de centrales.

1.2.3. Dimensión de los embalses en la amazonía brasilera

Una descripción de todos lo embalses del Sector Eléctrico Brasilero sería agotador y no productivo para la presente tesis, nos es más útil analizar las centrales que se encuentren instaladas o que estén en plena construcción en la amazonía brasilera.

La primera hidroeléctrica en la amazonía brasilera fue la usina de Coaracy Nunes en el año 1976, esta usina se encuentra ubicada a 140km de Macapá, en el estado federal de Amapá. El potencial hídrico que utiliza viene del Rio Araguari con un área inundada de 23 km2, relativamente poco para su potencia instalada de 67 MW.

Con el pasar del tiempo la demanda de energía en la amazonía, obligó al estado a promover la construcción de centrales hidroeléctricas en estas zonas, lamentablemente cada vez más con mayor área inundada por unidad de potencia instalada (ver tabla 1.4). Tal es el caso extremo de la usina de Balbina, considerada por muchos como el mayor desastre ambiental en la historia de Brasil”.

(41)

33

Sin embargo cabe recalcar que debido a presiones ambiental y a las planicies que presenta la amazonía, lo últimos proyectos están siendo diseñados con la menor área inundad posible, con es el caso de las usinas del Complejo Madeira, tal como se podrá observar en la tabla 1.4.

Tabla 1.4 INSTALLED POWER RESERVOIR AREA / INSTALLED POWER RESERVOIR MAXIMUM WATER LEVEL (MW) (km² / MW) (m) BALBINA 2360 250 9,44 50 SAMUEL 584 217 2,69 87 CURUÁ-UNA 78 30 2,60 68 MANSO 387 210 1,84 287 LUIZ EDUARDO MAGALHÃES 626 850 0,74 212 TUCURUÍ - 1ST STAGE 4.000 0,61 TUCURUÍ - 2ND STAGE 8.000 0,30 COROACY NUNES 23 67 0,35 120 258 0,08 140 (*) 0,04 271 0,09 110 (*) 0,03

POWER PLANTS ON THE AMAZONIC PLAINS (WL reserv < 300m) RESERVOIR AREAS (km²) 90 70 72 JIRAU SANTO ANTÔNIO 2.414 3.300 3.150

Fuente: FURNAS-Centrais Elétricas S.A. – ODEBRECHT – Constructora Norberto Odebrecht S.A.,

1.2.4. Capacidad eléctrica en Embalses

Los embalses son fundamentales para el sector eléctrico brasilero debido a la gran participación de las hidráulicas en su parque generador, la complementariedad hidrológica entre zonas y los grandes volúmenes que presentan los embalses hacen que el recurso agua sea esencial para el sector eléctrico Brasilero. Es por ello que se monitorea minuciosamente este aspecto. La capacidad eléctrica de estos embalses puede mostrarse en el gráfico 1.10

(42)

En términos de energía estos podrían abastecer toda la demanda eléctrica Brasilera durante 5 meses.

Gráfico 1.10

ENERGÍA ALMACENADA EN GW MEDIOS

100 120 140 160 180 200 220 240

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic

Mes

GW MEDI

OS

Fuente: Elaboración propia, Datos: ONS, Reporte de energía Armazenada nos barragems-2009.

1.2.5. Pérdida de Almacenamiento de Agua como escenario actual.

Si bien es cierto el parque hidroeléctrico Brasilero instalado representa solo el 30% de su potencial hidroeléctrico, sin embargo, el potencial restante se encuentra principalmente en la región Norte (ver tabla 1.3), que por ser una extensa área de planicie, impide la construcción de grandes reservatorios. Cabe añadir a esta limitación física, la imposición de una rígida legislación ambiental a partir de la Constitución de 1988. Como resultado, existe gran dificultad para la construcción de nuevas hidroeléctricas que pese a ser licenciadas, tendrán características de centrales a “filo de agua”, por las restricciones físicas ambientales mencionadas, como se puede constatar en los dos emprendimientos del complejo Río Madeira recientemente licitados. Belo

(43)

35

Monte, Tapajós y otros seguirán la misma tendencia. Luego, un corolario inmediato de esas limitaciones es la reducción de la capacidad de

regularización de la generación.

En el siguiente gráfico 1.11 se muestra la reducción de la capacidad de regulación plurianual en función a la razón de la energía almacenada y la carga.

Gráfico 1.11

REDUCCIÓN DE LA RAZÓN DE ENERGÍA ALMACENADA EN FUNCIÓN A LA CARGA DURANTE LOS ULTIMOS AÑOS.

Fuente: Marcelo Prais, La ONS en el contexto Brasilero y el desafío de la integración energética América latina – Presentado en Rio de Janeiro el 10 de diciembre de 2009.

Como se podrá observar se prevé que para el año 2013, en caso de ausencia de lluvias, la capacidad de los embalses podría abastecer sólo 4.7 meses la demanda eléctrica, lo cual origina un riesgo para el sector eléctrico Brasilero que teniendo ya un antecedente de racionamiento el 2001 va tomando medidas en los planes de mediano y largo plazo como son la

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necesidad de incorporar térmicas a diesel y a gas natural a mediano plazo y a las nucleares para el largo plazo.

Por otro lado se dice que los embalses de las hidroeléctricas son sistemas acuáticos artificiales y que son identificados como potenciales fuentes de gases de efecto invernadero.

Brasil es uno de los países que precisamente se encuentra experimentando la presión ambiental sobre sus embalses existentes y las proyectadas asociadas a la generación de electricidad, ello ha incentivado a Eletrobrás (Principal Holding de Generación de Brasil) a realizar estudios sobre la emisión de gases de efecto invernadero a través de los embalses existentes y los futuros.

El proyecto más ambicioso de Eletrobrás que se encuentra en curso es: “Emissões de Gases de Efeito Estufa em Reservatórios de Centrais

Hidrelétricas” - Projeto Estratégico P&D ANEEL das Empresas Eletrobrás, que cuenta con 108 investigadores, de los cuales 49 cuentan con

el grado de doctor y 31 con el grado de maestro.

En el gráfico 1.12 se muestra el diagrama esquemático de las centrales hidroeléctricas brasileras, en él se podrá observar un resumen de los agentes participantes en el sector eléctrico y los tipos de centrales además de su ubicación en las 12 cuencas.

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38

Gráfico 1.12

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C

C

A

A

P

P

Í

Í

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U

L

L

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Ú

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-

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R

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A

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S

S

I

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L

L

2.1. EVOLUCIÓN DEL ACUERDO DE SUMINISTRO DE

ELECTRICIDAD PERÚ-BRASIL.

La integración energética tiene como inicio el 9 de noviembre de 2006, aquella fecha en Brasilia, el Ministerio de Energía y Minas de la República del Perú y el Ministerio de Minas y Energía de la República Federativa del Brasil firmaron un Memorándum de Entendimiento para el Establecimiento de una

Comisión Mixta Permanente en Materia Energética, Geológica y de Minería.

Dicho memorándum fue resultado del entendimiento de ambos países en el sentido de que son concientes que la integración energética constituye una iniciativa de especial relevancia para la concreción de la integración física entre los países de América del Sur.

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Continuando con el proceso de integración, el 28 de agosto de 2007 mediante la reunión de la Comisión Mixta Permanente en Materia Energética, Geológica y de Minería realizada en la ciudad de Lima, se creó el Grupo de Trabajo ad hoc

de Integración Energética con el objetivo de preparar una propuesta de convenio

bilateral para desarrollar estudios sobre el potencial de integración energética entre las Partes, incluyendo proyectos hidroeléctricos para la exportación de energía eléctrica del Perú hacia el Brasil.

El 17 de mayo de 2008 en la ciudad de Lima se firma el segundo documento importante el cual es, el Convenio de Integración Energética entre el

Ministerio de Energía y Minas de la República del Perú y el Ministerio de Minas y Energía de la República Federativa del Brasil, cuyos objetivos fueron

desarrollar estudios sobre el potencial de integración energética entre los dos países, evaluar proyectos hidroeléctricos para la exportación de energía del Perú para el Brasil y el marco normativo regulatorio de cada país, y examinar la implementación de proyectos de conexiones eléctricas fronterizas, entre otros.

Aquel día también se sucedió el Comunicado Conjunto de los Presidentes de la República Federativa del Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva, y de la República del Perú, Alan García Pérez, en la cual los mandatarios priorizaron, entre otros, la interconexión eléctrica de la agenda bilateral y reafirmaron el empeño de sus respectivos gobiernos en promover mayor integración en el ámbito energético, especialmente en materia de interconexión eléctrica.

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