Alternativa de generación eléctrica para picos de demanda energética en el Perú mediante centrales de bombeo

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(1)UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN DE AREQUIPA FACULTAD DE INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y SERVICIOS ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA MECÁNICA. ALTERNATIVA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA PARA PICOS DE DEMANDA ENERGÉTICA EN EL PERÚ MEDIANTE CENTRALES DE BOMBEO. TESIS PRESENTADA POR EL BACHILLER: JUAN CARLOS MUÑOZ MASIAS. PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE INGENIERO MECÁNICO. AREQUIPA – PERÚ 2017.

(2) DEDICATORIA. Dedico esta tesis primeramente a Dios por guiar mi camino en momentos de flaqueza o dificultades, por protegerme y por siempre tenerme en su cobijo para estar a salvo de las desgracias y tenerme aquí en este momento. A mi madre quien con una fuerza interminable trabaja día a día acompañada de una sonrisa que nos hace saber que todo está y estará siempre bien. A mi padre por ser el ejemplo de lucha y prosperidad, por sus consejos y enseñanzas. A mis hermanos que me han enseñado el ejemplo de unidad en familia con su apoyo incondicional. Y a todos a quien Dios ha cruzado en mi camino para aprender de ellos..

(3) RESUMEN. El presente trabajo de tesis tiene como objetivo analizar los distintos factores más determinantes en la implementación de una tecnología de almacenamiento de energía denominada Central Hidroeléctrica de Bombeo, o por sus siglas en inglés (PSHP) Pumped Storage Hydropower Plant, con el propósito de aumentar la diversificación de fuentes de energía en beneficio de la calidad y seguridad del abastecimiento del Sistema además de mejorar costos derivados de gestionar los picos de demanda de la red del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Al no estar implementado este tipo de tecnología en el Perú, los aspectos técnicos que justifiquen la presente investigación estarán relacionados a la determinación de posibles ubicaciones geográficas de instalación de este tipo de central. Los aspectos económicos proponen estudiar la rentabilidad de una Central de acumulación por Bombeo en forma de almacenamiento de energía cuyo funcionamiento tendría como finalidad, aprovechar la capacidad de los embalses y generar energía eléctrica cuya venta por turbinación supere el costo de compra de energía para el bombeo de acuerdo con los periodos horarios más favorables y el tipo de mercado eléctrico peruano. Como tema final de la tesis se hace introducción al estudio de otros factores como la sinergia entre una Central de acumulación por Bombeo y otro tipo de energía renovable para hacer más eficiente su funcionamiento, así como los beneficios económicos que otorgan los llamados bonos de carbono por la implementación de tecnologías libres de carbono. Palabras clave: Central de bombeo, calidad y seguridad de abastecimiento energético, horas pico, sinergia, bonos de carbono..

(4) ABSTRACT. The present work of thesis aims to analyze the several factors most determinant in the implementation of a technology of storage of energy denominated Central hydroelectric of pumping, or by its abbreviations in english (PSHP) Pumped the hydroelectric plant of the storage, with the purpose of Increase the diversification of energy sources in the benefit of the quality and security of supply of the system, in addition to increasing the costs of the management of demand peaks of the National Interconnected Electrical System (SEIN) network. Since this type of technology is not implemented in Peru, the elements that justify the present investigation are related to the determination of possible geographic locations of installation of this type of plant. The price of the engines is the profitability of a Pumping Hydro Power Plant in the mode of energy storage that works as the purpose, to take advantage of the capacity of the reservoirs and to generate the electric energy with the sale by the turbidity exceeds the cost of the purchase Of energy for pumping Agreement with the most favorable time periods and the type of Peruvian market. The final theme of the thesis is the introduction to the study of other factors such as the synergy between a pumping station and another type of renewable energy to make its operation more efficient, as well as the economic benefits of the so-called carbon credits by the Implementation of carbon-free technologies. Keywords: Central pumping, quality and security of energy supply, peak hours, synergy, carbon credits..

(5) CONTENIDO CAPITULO I ......................................................................................................................... 1 1. 2. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 1 1.1. CONSIDERACIONES GENERALES ............................................................... 1. 1.2. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN ............................... 1. 1.3. JUSTIFICACIÓN ............................................................................................... 2. 1.4. OBJETIVOS ....................................................................................................... 2 1.4.1. Objetivo general ........................................................................................... 2. 1.4.2. Objetivos específicos ................................................................................... 3. 1.5. ALCANCES ....................................................................................................... 3. 1.6. HIPÓTESIS ........................................................................................................ 3. MARCO TEÓRICO CONCEPTUAL ........................................................................... 4 2.1. 2.2. CONCEPTOS TÉCNICOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA ........................ 4 2.1.1. Energía eléctrica .......................................................................................... 4. 2.1.2. Potencia y energía ........................................................................................ 4. 2.1.3. Generación Eléctrica .................................................................................... 5. 2.1.4. Central de generación eléctrica .................................................................... 6. 2.1.5. Potencia teórica y real .................................................................................. 6. CONCEPTOS TÉCNICOS DEL SECTOR ELÉCTRICO ................................ 8 2.2.1. Demanda eléctrica ........................................................................................ 8. 2.2.2. Factor de carga ............................................................................................. 8. 2.2.3. Operador del sistema ................................................................................... 9.

(6) 2.3. 2.2.4. Transmisión ................................................................................................. 9. 2.2.5. Distribución ............................................................................................... 10. INTRODUCCIÓN. A. CENTRALES. DE. ACUMULACIÓN. POR. BOMBEO ......................................................................................................... 11 2.3.1 2.4. Configuración de las centrales de bombeo ................................................ 12. BENEFICIOS EN LA APLICACIÓN DE CENTRALES DE BOMBEO ...... 20 2.4.1. Arbitraje del despacho de energía .............................................................. 20. 2.4.2. Regulación de la frecuencia (Frequency Regulation) con reservas operativas. .................................................................................................. 21. 2.4.3 2.5. Autopartida o arranque en negro (Black-Start Capability) ........................ 23. CENTRALES DE BOMBEO EN EL MUNDO .............................................. 24. CAPITULO III .................................................................................................................... 26 3. RECURSO HÍDRICO EN EL PERÚ .......................................................................... 26 3.1. RECURSO HÍDRICO ...................................................................................... 26. 3.2. DISPONIBILIDAD HÍDRICA DEL PERÚ EN LAS TRES VERTIENTES HIDROGRÁFICAS. ......................................................................................... 29. 3.3. GESTIÓN MULTISECTORIAL DEL RECURSO HÍDRICO EN EL PERÚ ................................................................................................................ 30. 3.4. 3.5. BALANCE HÍDRICO ...................................................................................... 31 3.4.1. Año seco: ................................................................................................... 33. 3.4.2. Año húmedo ............................................................................................... 33. 3.4.3. Año normal o promedio ............................................................................. 33. DISPONIBILIDAD HÍDRICA ........................................................................ 33.

(7) 3.5.1. Uso consuntivo y no consuntivo del agua superficial por vertiente .......... 34. 3.5.2. Volumen de agua utilizado para generar energía eléctrica ........................ 34. CAPITULO IV .................................................................................................................... 37 4. METODOLOGÍA: FACTORES DE DETERMINACIÓN ......................................... 37 4.1. FACTORES DE DETERMINACIÓN EN LA IMPLEMENTACIÓN DE CENTRALES DE BOMBEO. .......................................................................... 37. 4.2. 4.1.1. Factores técnicos ........................................................................................ 38. 4.1.2. Factores Económicos ................................................................................. 42. FACTORES DE DETERMINACIÓN EN LA IMPLEMENTACIÓN DE CENTRALES DE BOMBEO ASOCIADAS AL CASO PERUANO ............. 46 4.2.1. Factores técnicos ........................................................................................ 46. 4.2.2. Factores Económicos ................................................................................. 55. CAPITULO V ..................................................................................................................... 70 5. METODOLOGÍA: ANÁLISIS ECONÓMICO ........................................................... 70 5.1. ANÁLISIS ECONÓMICO DEL TIPO DE CENTRAL PROPUESTO ......... 70. 5.2. CASO HIPOTÉTICO DE UNA HIDROELECTRICA DE BOMBEO ........... 74. 5.3. CÁLCULO. DE. COSTOS. TOTALES. /MWH. POR. TIPO. DE. TECNOLOGÍA................................................................................................. 79 5.3.1. Central Diesel ............................................................................................ 79. 5.3.2. Central de ciclo simple a gas ..................................................................... 80. 5.3.3. Central Hidráulica de embalse ................................................................... 81. 5.3.4. Cálculo. de. costos. totales. C.. Hidráulica. de. bombeo/MWh. (caso hipotético) ......................................................................................... 82.

(8) CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................................. 87 CONCLUSIONES .......................................................................................................... 87 RECOMENDACIONES DE OTROS ESTUDIOS PARA UN DESARROLLO FUTURO .................................................................................................................... 89 Sinergia de centrales de bombeo con energías renovables solar o eólica. .............. 89 Aplicación de los bonos de carbono para centrales de generación eléctrica no contaminante ....................................................................................................... 93 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................ 96 ANEXOS ............................................................................................................................. 98 ANEXO I. DIAGRAMA DE SELECCIÓN DE TURBINAS ....................................... 98 ANEXO II. VOLUMEN DE AGUA UTILIZADO PARA GENERACIÓN ................. 99 2011 - 2014 ..................................................................................................................... 99 ANEXO III. LISTADO DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DE BOMBEO.... 100.

(9) INDICE DE TABLAS. Tabla 1. Disponibilidad hídrica según vertiente 2013-2014 ......................................... 34 Tabla 2. Potencial hidroeléctrico nacional estimado (MW) ......................................... 47 Tabla 3. Resumen característico de alternativas........................................................... 53 Tabla 4. Evaluación de factores técnicos por alternativa ............................................. 54 Tabla 5. Costo fijo anual de generación eléctrica (miles de US$ por MW-año) .......... 61 Tabla 6. Costo Variable por tecnología (miles de US$ por MW-año) .......................... 61 Tabla 7. Registro de potencia y energía del año 2015 .................................................. 65 Tabla 8. Tipos de de turbina asociada a su velocidad específica. ................................ 78 Tabla 9. Ingresos y Egresos totales ............................................................................... 84 Tabla 10. Incremento de capacidad en generación solar y eólica 2015 – 2016 ........... 91 Tabla 11. Proyectos otorgados con la buena pro en energías renovables 2016........... 92 Tabla 12. Mejoras del TIR en proyectos MDL .............................................................. 94 Tabla 13. Mejora de proyectos Hidroeléctricos de Perú - MDL................................... 95.

(10) INDICE DE FIGURAS. Figura 1. Procesos de transformación y energia primaria ............................................... 6 Figura 2. Modelo típico de central de acumulación por bombeo ................................... 11 Figura 3. Operación de una PSHP .................................................................................. 12 Figura 4. Criterios de clasificación de centrales de bombeo .......................................... 12 Figura 5. Bombeo puro ................................................................................................... 13 Figura 6. Bombeo mixto ................................................................................................. 14 Figura 7. Bombeo convencional ..................................................................................... 15 Figura 8. Bombeo subterráneo ........................................................................................ 16 Figura 9. Bombeo con agua de mar ................................................................................ 16 Figura 10. Grupo ternario de eje vertical ........................................................................ 17 Figura 11. Grupo ternario de eje horizontal .................................................................... 18 Figura 12. Grupo de bombeo binario .............................................................................. 19 Figura 13. Demanda de energía durante un periodo de 24 hr ......................................... 21 Figura 14. Curva de carga en función de la potencia...................................................... 22 Figura 15. Curva de carga en función de la frecuencia .................................................. 22 Figura 16. PSHP en operación comercial – EE.UU. ...................................................... 24 Figura 18. Distribución del recurso hídrico en función de la población......................... 28 Figura 19. Disponibilidad de agua, población y territorio ............................................. 28 Figura 20. Distribución de cuencas hidrográficas .......................................................... 29 Figura 21. Distribución de cuencas transfronterizas ....................................................... 30 Figura 22. Autoridades gestionables del ANA ............................................................... 31 Figura 23. Distribución de cuencas transfronterizas ....................................................... 32 Figura 24. Factores asociados a la implementación de una PSHP ................................. 38.

(11) Figura 25. PSHP Luigui Einaudi - Italia ......................................................................... 39 Figura 26. Centrales de bombeo de embalse natural y artificial ..................................... 41 Figura 27. Curvas de carga diaria típicas ....................................................................... 43 Figura 28. Representación gráfica de: 𝑾𝒕𝑪𝒕 𝒚 𝑾𝒃𝑪𝒃 .................................................. 44 Figura 29. Fase de eficiencia de PSHP ........................................................................... 45 Figura 30. Alternativas 1 y 2 .......................................................................................... 48 Figura 31. Alternativa 1 .................................................................................................. 49 Figura 32. Alternativa 2 .................................................................................................. 50 Figura 33. Alternativa 3 .................................................................................................. 51 Figura 34. Alternativa 4 .................................................................................................. 52 Figura 35. Alternativa 5 .................................................................................................. 53 Figura 36. Esquema de infraestructura eléctrica ............................................................. 57 Figura 37. Estructura del mercado eléctrico peruano ..................................................... 58 Figura 39. Capacidad y adiciones anuales de energía solar ........................................... 90 Figura 40. Capacidad y adiciones anuales de energía eólica .......................................... 90.

(12) INDICE DE GRÁFICOS. Gráfico 1. Capacidad instalada de centrales de bombeo en el mundo ......................... 25 Gráfico 2. Volumen de agua utilizado para generar energía eléctrica......................... 35 Gráfico 3. Porcentaje de volumen de agua utilizado para generación ......................... 36 Gráfico 4. Diagrama de carga en función de costos por tecnología ............................ 64 Gráfico 5. Registro de potencia mensual del 2015 ........................................................ 66 Gráfico 6. Curva de carga y duración para un periodo de 24 horas ........................... 69 Gráfico 7. Curva de carga anual por tipo de tecnología .............................................. 71 Gráfico 8. Configuración de central de bombeo con agua de mar. .............................. 74.

(13) ABREBIACIONES SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. PSHP: Pumped Storage Hydropower Plant. ECO-FRIENDLY: Amigable ecológicamente. PUMPED STORAGE HYDROPOWER PLANT:. Central hidroeléctrica de. Acumulación por Bombeo. OSINERGMIN: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería. COES: Comité de Operación Económica del Sistema. ANA: Autoridad Nacional del Agua. OPEN LOOP: Circuito Abierto. CLOSE LOOP: Circuito Cerrado. USACE: United State Army Corps of Engineers. UNITED STATE ARMY CORPS OF ENGINEERS: Cuerpo Armado de ingenieros de los Estados Unidos. PEAK HOURS: Horas Pico. OFF-PEAK HOURS: Horas Fuera de Pico. BLACK-START CAPABILITY: Capacidad de Arranque en Negro. PEAK LOAD PRICING: Precio Máximo de Carga.

(14) 1 CAPITULO I 1. 1.1. INTRODUCCIÓN. CONSIDERACIONES GENERALES La electricidad es uno de los principales elementos del desarrollo humano en la era moderna, pero para que esta se encuentre a nuestro alcance ha sido necesario que el hombre la fuera conociendo poco a poco y fuera descubriendo diversas formas de generación. Un vector energético no es una fuente de energía disponible directamente, sino una forma de energía que requiere para su generación fuentes energéticas primarias disponibles en la naturaleza. La generación de electricidad no sólo supone producir un vector energético eficiente, sino también un vector energético limpio, cuyo consumo queda liberado de las principales acciones sobre el medio ambiente. La electricidad, una vez producida, constituye un suministro de calidad: ambientalmente limpio, eficiente y extraordinariamente flexible en sus aplicaciones.. 1.2. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN Los altos costos de generar energía eléctrica utilizando centrales térmicas de diesel y residual en los períodos de más alta demanda comprendidos entre las 18.00 p.m. y las 23.00 p.m. del día, incrementan la tarifa marginal por consumo de energía y por potencia en comparación a otras horas del día. Además, el emplear petróleo residual y diesel para abastecer demanda del SEIN (Sistema Eléctrico Interconectado Nacional), conlleva a aumentar las emisiones de gases de efecto invernadero. Desventaja que poseen las centrales termoeléctricas.

(15) 2 utilizadas actualmente para cubrir el bloque de punta, ya que para vencer la inercia térmica, requieren de períodos más largos para el arranque y toma de carga, en comparación a las centrales hidroeléctricas.. 1.3. JUSTIFICACIÓN El viento, el sol, las olas o las lluvias, entre otros recursos naturales reversibles tienen un comportamiento aleatorio independiente y libre a la demanda de energía, sin embargo aunque ambos hechos sean independientes, se requiere la disposición de recursos para cubrir la necesidad de los usuarios o consumidores finales. Dicha problemática solo se puede resolver con almacenamiento de energía. Dentro de las diferentes opciones posibles propone como alternativa un diseño de aprovechamiento hidroeléctrico reversible que en la medida de sus posibilidades dota al sistema de un abastecimiento rápido de energía a la hora en la que la demanda sea mayor que la oferta. Reducir la dependencia de recursos no renovables como el petróleo, utilizar tecnologías eco-friendly en beneficio del medio ambiente, crecimiento de la demanda de potencia y energía en horas punta, calidad y seguridad del suministro y el crecimiento de la interconexión de los sistemas eléctricos son algunas de las razones por la que se vienen implementando este tipo de centrales en diversas partes del mundo.. 1.4. OBJETIVOS. 1.4.1. Objetivo general Estudiar la alternativa de uso de centrales hidroeléctricas de bombeo en el Perú para picos de demanda adecuándose al tipo de mercado eléctrico peruano..

(16) 3 1.4.2. Objetivos específicos . Recolectar y estudiar la data histórica de la situación actual del sector eléctrico en el Perú.. . Estudiar los factores técnicos y económicos que viabilizan la implementación de centrales hidroeléctricas de acumulación por bombeo PSHP.. . Aplicar los factores técnicos y económicos de viabilidad al caso peruano. . Determinar la viabilidad del proyecto mediante un desarrollo supuesto de implementación de una PSHP (Pumped Storage Hydropower Plant) basado en el modelo de eficiencia productiva.. 1.5. ALCANCES El presente trabajo de investigación, tiene la limitación de la inexistencia de trabajos de investigación sobre centrales de bombeo aplicables en el Perú que sirvan de referencia para el presente estudio. Los datos recopilados en cuanto a marco regulatorio y aspectos geográficos corresponden a información facilitada por entidades públicas de nivel nacional, de manera que no existen más estudios detallados que los proporcionados por estas entidades.. 1.6. HIPÓTESIS Determinar la viabilidad técnica y económica de una PSHP cuya venta de energía por turbinación supere el costo de compra de energía por bombeo, según los periodos horarios más favorables y el mercado eléctrico actual..

(17) 4 CAPITULO II 2. 2.1. MARCO TEÓRICO CONCEPTUAL. CONCEPTOS TÉCNICOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA. 2.1.1. Energía eléctrica La energía eléctrica está definida como el movimiento de electrones que se trasladan por un conductor eléctrico durante un determinado periodo. La fuerza física o presión que induce este movimiento se denomina voltaje y su unidad de medida es el voltio (V), mientras que la tasa a la cual fluyen los electrones se llama intensidad de corriente, cuya unidad de medida es el amperio (A). Una de las particularidades de la energía eléctrica está vinculada a la imposibilidad de almacenarla en gran escala a costos viables. Otra particularidad es que debido a su imposibilidad de almacenamiento la energía eléctrica debe producirse solo cuando se demande. (Tamayo, Salvador, Vásquez, & Vilches, 2016). 2.1.2. Potencia y energía La potencia eléctrica, cuya unidad de medida es el watt (W), cuantifica la cantidad de energía que se consume, produce o traslada en cada unidad de tiempo; mientras que la energía eléctrica representa la cantidad total de energía que se consumió, produjo o trasladó durante un determinado periodo, por lo que su unidad de medida suele ser el Watt-hora (Wh)..

(18) 5 En conclusión la cantidad de energía eléctrica que se produzca dependerá entonces de cuántos electrones se trasladen por la unidad de tiempo que perdure dicho movimiento y la magnitud de tensión que las ocasione. Según la siguiente representación:. 𝐸 = 𝑉𝑥𝐼𝑥𝑡. Ec. 1. E: Energía eléctrica (Wh) V: Voltaje (V) I: Intensidad de corriente (A) t: Tiempo transcurrido (h) La potencia eléctrica equivale a:. P=. 2.1.3. E t. Ec. 2. Generación Eléctrica Esta es la primera actividad en la cadena productiva de la industria eléctrica y se encarga de transformar las fuentes de energía primaria en un uso final según la siguiente figura para el caso energía eléctrica..

(19) 6. Figura 1. Procesos de transformación y energia primaria. Fuente: Espinoza (2005). Elaboración: GPAE-Osinergmin.. 2.1.4. Central de generación eléctrica Definido como: “Lugar y conjunto de instalaciones, incluidas las construcciones de obra civil y edificios necesarios, utilizados directa e indirectamente para la producción de energía eléctrica”. Los tipos de centrales de producción de energía eléctrica se clasifican principalmente según el combustible utilizado por la central. Según este criterio las centrales convencionales se clasifican en hidráulicas, térmicas o nucleares.. 2.1.5. Potencia teórica y real Potencia teórica se denomina así a la potencia que no está sujeta a pérdidas de ninguna clase por rozamiento o transmisiones. La potencia real o eficaz, es la potencia que realmente se puede proporcionar y es menor que la potencia teórica por producirse pérdidas de distintos factores y condiciones. Para el caso la potencia de turbinas y bombas está representada por las siguientes ecuaciones:.

(20) 7. 𝑃𝑜𝑡 = 𝑄𝑥ℎ𝑥𝑔𝑥𝑛𝑡 𝑥𝛿𝐻2 𝑂. Ec. 3. Donde: 𝑃𝑜𝑡: 𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 (𝑀𝑊) ℎ: 𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑜 𝑠𝑎𝑙𝑡𝑜 (𝑚) 𝑔: 𝑔𝑟𝑎𝑣𝑒𝑑𝑎𝑑 (𝑚⁄𝑠 2 ) 𝑛𝑡 : 𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝛿𝐻2 𝑂 : 𝑝𝑒𝑠𝑜 𝑒𝑠𝑝𝑒í𝑓𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑔𝑢𝑎 (𝑘𝑁⁄𝑚3 ) 3. 𝑄: 𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 (𝑚 ⁄𝑠). 𝑃𝑜𝑡 =. 𝑄𝑥ℎ𝑥𝑔𝑥𝛿𝐻2 𝑂 𝑛𝑏. Donde: 𝑃𝑜𝑡: 𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜 (𝑀𝑊) 𝑛𝑏 : 𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 ℎ: 𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜 (𝑚). Ec. 4.

(21) 8 2.2. CONCEPTOS TÉCNICOS DEL SECTOR ELÉCTRICO. 2.2.1. Demanda eléctrica La demanda eléctrica se caracteriza por la variabilidad con el tiempo en función de los hábitos de los consumidores, condiciones climáticas, etc. El esquema que muestra esta particularidad se denomina curva o diagrama de carga diaria, mensual o anual el cual permite la identificación de periodos de alta o baja demanda denominados horas punta y horas fuera de punta respectivamente.. 2.2.2. Factor de carga También llamado factor de planta o factor de utilización. Se define como la relación entre el consumo en un período de tiempo especificado y el consumo que resultaría de considerar la demanda máxima de forma continua en ese mismo período. Es decir que este mide el grado de utilización de la capacidad efectiva de una central eléctrica y se representa por la siguiente ecuación:. 𝐹𝑃 =. 𝐸 𝑃𝑜𝑡𝑚á𝑥 𝑥ℎ𝑟. Ec. 5. Donde: 𝐸: 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 (𝐾𝑊ℎ) 𝑃: 𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑚á𝑥 (𝑀𝑊) ℎ𝑟: ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑎ñ𝑜. El factor de planta es muy importante al momento de evaluar una central eléctrica, un menor factor de planta se traduce en menos generación..

(22) 9 2.2.3. Operador del sistema El operador del sistema es el ente encargado de coordinar la producción de las plantas generadoras con la demanda o carga requerida, que viene a ser la suma del consumo total de los clientes a cada momento en cada nodo o barra del sistema con objeto de mantener estable el sistema de transmisión. Entre las funciones realizadas por los operadores del sistema están: I.. observar la evolución de la carga requerida a través de diferentes indicadores en un centro de control, ordenando a los generadores que inicien o detengan la producción.. II.. Planificar el despacho por adelantado (pre-despacho) para que los generadores estén preparados para producir, pues suele existir un período necesario para que estos estén operativos.. III.. Corregir el volumen suministrado por los generadores en el momento de la ejecución del despacho dependiendo de las eventualidades que pudieran surgir, tales como una demanda mayor a la prevista, la salida de centrales o de líneas de transmisión.. 2.2.4. Transmisión Actividad mediante la cual se transporta la electricidad desde las centrales eléctricas hacia los centros de consumo o distribución, utilizando medio de transmisión de electrones conductores eléctricos. Esta actividad representa del 5% al 15% del costo total de la electricidad. El sistema de transmisión corresponde al conjunto de líneas, subestaciones con transformadores que elevan o reducen la tensión para permitir las interconexiones y diferentes equipos, incluyendo las.

(23) 10 instalaciones de soporte o postes, destinados al transporte de electricidad. (Dammert, García, & Molinelli, Regulación y Supervisión del Sector Eléctrico, 2010). 2.2.5. Distribución Esta actividad representa entre el 30% y el 50% del costo de la electricidad. Si bien el transporte de electricidad se realiza a través de los sistemas de transmisión y distribución, este último es el que está asociado con los consumidores domésticos y la mayor parte de las industrias y comercios. Los consumidores acceden a la electricidad a través de las líneas de distribución por medio de acometidas aéreas, sujetas a postes eléctricos, o acometidas subterráneas. (Dammert, García, & Molinelli, Regulación y Supervisión del Sector Eléctrico, 2010).

(24) 11 2.3. INTRODUCCIÓN A CENTRALES DE ACUMULACIÓN POR BOMBEO El almacenamiento energético por bombeo hidráulico es una tecnología ampliamente utilizada y madura. Esta tecnología consiste en que fuera de las horas punta se bombea agua desde un depósito inferior hasta otro de mayor altura. Cuando se necesita electricidad, el agua se libera desde ésta última a través de una turbina hidráulica hacia el depósito inferior para generar electricidad. Esta tecnología tiene la mayor capacidad de almacenamiento de energía de entre todas las tecnologías existentes, ya que su tamaño está limitado sólo por el volumen del depósito superior. Estas unidades pueden ser incorporadas en lagos naturales, ríos o embalses -los llamados "open loop" o pueden ser construidos para ser independientes del agua natural existente -los llamados "close loop" Figura 2. Modelo típico de central de acumulación por bombeo. Fuente: Asociación Española de Industria Eléctrica UNESA. Los proyectos pueden ser prácticamente de hasta más de 4.000 MW y funcionar aproximadamente con una eficiencia del 76%-85% dependiendo del diseño. Las centrales hidroeléctricas de bombeo tienen una vida muy larga del orden de los 50 años y sus rápidos tiempos de respuesta les permiten participar tanto en la.

(25) 12 regulación del voltaje como en la de la frecuencia; En el mercado eléctrico tanto como reserva rodante, como subasta de energía y como sistema de apoyo a la red. (Moreno, 07 - 2012) Figura 3. Operación de una PSHP. Fuente: (Moreno, 07 - 2012). 2.3.1. Configuración de las centrales de bombeo Este tipo de centrales se clasifican tomando en cuenta los siguientes criterios: Figura 4. Criterios de clasificación de centrales de bombeo Clasificación segun USACE (U.S. Army Corps of Engineers). Configuración según la ubicación del reservorio inferior. Configuración por el tipo de máquinas utilizadas. Central de bombeo pura o fuera de corriente. Central de bombeo convencional. Con Grupos Ternarios. Central de bombeo mixta. Central de bombeo subterranea. Con Grupos Cuaternarios. Central de bombeo con agua de mar. Con Grupos Binarios.

(26) 13 2.3.1.1. Según USAGE (U.S. Army Corps of Engineers) I.. PSHP pura o fuera de corriente Los dos depósitos se encuentran de forma independiente de algún arroyo o lago natural, es decir que el embalse superior no recibe mayor aportación de agua que de la que recibe del embalse inferior a través de la bomba. Figura 5. Bombeo puro. II.. PSHP mixta En estas centrales, el embalse superior, aparte del bombeo realizado desde el embalse inferior, recibe aportes de agua por medios. naturales.. Es. el. caso. de. centrales. situadas. consecutivamente a lo largo de un río. Debido a la configuración de este tipo de instalaciones, son típicamente más grandes y más adecuados para las variaciones semanales y estacionales..

(27) 14. Figura 6. Bombeo mixto. 2.3.1.2. Configuración según la ubicación del reservorio inferior I.. PSHP convencional En estas centrales, el reservorio inferior puede obtenerse ya sea mediante el uso de un lago o cauce natural existente en la zona del proyecto o mediante la construcción de una presa, creando con ello un embalse artificial que permita acumular agua y de esta forma cumplir con los ciclos de bombeo y generación. El depósito superior se puede obtener también mediante el uso de un lago o mediante la construcción de una presa. En este último caso es válida además, la construcción de un depósito artificial que permita acumular el agua y que sólo reciba los aportes provenientes del bombeo desde el depósito inferior y no de la cuenca donde se ubica..

(28) 15. Figura 7. Bombeo convencional. II.. PSHP subterránea Es un tipo de central donde el reservorio inferior se encuentra en un sistema de cavernas excavadas bajo tierra o en un acuífero subterráneo. El reservorio superior se encuentra en la superficie terrestre y puede ser construido de la misma forma como se construye para una. central. hidroeléctrica. de. acumulación. por. bombeo. convencional. La casa de máquinas y el circuito hidráulico son ubicados necesariamente bajo la superficie del terreno..

(29) 16. Figura 8. Bombeo subterráneo. Fuente: (Dames & Moore, 1981). III.. PSHP con agua de mar Es un tipo de PSHP, en donde como reservorio inferior se utiliza el océano. El principal beneficio de utilizar un sistema de agua de mar es la reducción de tiempo y costos de construcción. (McLean & Kearney, 2014). Un ejemplo es la planta de Okinawa Yanbaru ubicada en Kunigami, Okinawa, Japón. Figura 9. Bombeo con agua de mar.

(30) 17 2.3.1.3. Configuración por el tipo de máquinas utilizadas I.. PSHP con grupos ternarios Están constituidos por tres máquinas: alternador - motor, turbina y bomba. En este caso la máquina eléctrica es única y funciona como motor y generador y existen dos máquinas hidráulicas que son una bomba y una turbina. La disposición puede ser de eje vertical y eje horizontal. Eje vertical: El alternador se ubica en la parte superior, turbina en la parte media y la bomba en la parte inferior. Eje horizontal: el alternador motor se sitúa en la parte central, en este caso se instala una pequeña turbina Pelton de lanzamiento para llevar al rotor a la velocidad de sincronización. Figura 10. Grupo ternario de eje vertical. Fuente: (Orille, 1997).

(31) 18. Figura 11. Grupo ternario de eje horizontal. Fuente: (Orille, 1997). II.. PSHP con grupos binarios Están constituidos por dos máquinas: alternador-motor y turbina-bomba, su disposición suele ser casi siempre de eje vertical con el alternador-motor en la parte superior. Estos presentan las siguientes ventajas: . Menor costo, menor obra civil, menor longitud de eje.. . Las desventajas son:. . Menor rendimiento, doble sentido de giro, mayor tiempo de maniobra..

(32) 19. Figura 12. Grupo de bombeo binario. Fuente: (Orille, 1997). III.. PSHP con grupos cuaternarios Están constituidos por cuatro máquinas: alternador – turbina (solo para la generación), motor y bomba (solo para el bombeo). Estas centrales requieren mayor tamaño sin embargo permite el diseño independiente de cada grupo, adaptado a sus condiciones específicas..

(33) 20 2.4. BENEFICIOS EN LA APLICACIÓN DE CENTRALES DE BOMBEO Las centrales de almacenamiento por bombeo pueden contribuir al cumplimiento de los desafíos en seguridad y calidad del servicio, dado que este tipo de centrales posee una flexibilidad y versatilidad importante en su operación.. 2.4.1. Arbitraje del despacho de energía El arbitraje de energía se entiende como la operación en la cual las instalaciones de almacenamiento de energía generan electricidad en los períodos punta (peak hours), a un precio de la electricidad alto, y consumen electricidad en los períodos valle (off-peak hours), en donde el precio de la electricidad es bajo. El arbitraje de energía es una operación que está impulsado por razones económicas e implica beneficios tanto en servicios eléctricos regulados como mercados eléctricos competitivos. En los servicios eléctricos regulados, el arbitraje de energía permite reducir el costo total de producción del sistema, desplazando a las unidades de alto costo en las horas punta o de alta demanda, e incrementando la utilización de las unidades de base de bajo costo durante las horas de baja demanda. Dado que este tipo de operación reduce la demanda neta del sistema durante las horas punta e incrementa la demanda durante las horas fueras de punta, normalmente se le conoce como recorte de punta o nivelación de la carga (load leveling). (U.S. Department of Energy, 07 - 2014) Esto contribuye a la nivelación de carga de otras centrales de generación, permitiendo que estas trabajen a sus condiciones óptimas sin sujetarse a los cambios bruscos de la demanda diaria. De lo anterior permite reducir las.

(34) 21 emisiones de efecto invernadero y disminuir los costos de mantención y operación, que aumentan considerablemente cuando estas centrales deben ajustarse a los cambios en la demanda diaria de energía. Figura 13. Demanda de energía durante un periodo de 24 hr. Izquierda: típica carga sin nivelar; derecha: carga nivelada con almacenamiento de energía. Fuente: Revista ENERGIES [http://www.mdpi.com/1996-1073/8/1/172/htm]. 2.4.2. Regulación de la frecuencia (Frequency Regulation) con reservas. operativas. La frecuencia de la red es una variable en continuo cambio que está determinada y controlada por el balance segundo a segundo (tiempo real) entre la demanda del sistema y la generación total. Si la demanda es mayor que la generación, la frecuencia cae, mientras que si la generación es mayor que la demanda, la frecuencia aumenta. En la siguiente figura se muestra que el almacenamiento de energía puede responder ante requerimientos de reserva de giro. El gráfico superior muestra que existe una pérdida de generación y el gráfico inferior muestra la respuesta inmediata del almacenamiento de energía..

(35) 22 Figura 14. Curva de carga en función de la potencia. Fuente: Departamento de energía (Grid Energy Storage). Pdf. La figura 15 muestra el mismo fenómeno en función de la frecuencia con una descarga de 30 minutos, hasta que se restablece la generación convencional. Figura 15. Curva de carga en función de la frecuencia. Las acciones secuenciales de la frecuencia primaria, secundaria y terciaria. Controles después de la pérdida repentina de generación y sus impactos en la frecuencia del sistema Fuente: Departamento de energía (Grid Energy Storage). Pdf.

(36) 23 2.4.3. Autopartida o arranque en negro (Black-Start Capability) Un “arranque en negro”, “arranque a oscuras” o “arranque de emergencia” es el proceso de restaurar una estación o planta eléctrica a operación sin el apoyo de una red de transmisión de energía eléctrica externa. En operación normal, la energía eléctrica usada en la planta es provista por los generadores de la misma planta. Si todos los generadores de la planta están apagados, la energía eléctrica de servicio de la planta (servicios Auxiliares) es provista tomando energía eléctrica de la red mediante las líneas de transmisión. Sin embargo, durante un apagón de área amplia, la energía de la red no estará disponible. Los avances en la tecnología de centrales de almacenamiento por bombeo son capaces de restaurar la energía mediante un Black Start debido a que necesitan muy poca energía inicial para arrancar (solo lo suficiente para abrir las compuertas de entrada), y pueden proporcionar una gran cantidad de energía en la línea muy rápido para permitir la puesta en marcha otras plantas generadoras..

(37) 24 2.5. CENTRALES DE BOMBEO EN EL MUNDO El almacenamiento por bombeo tuvo su inicio en Alemania, donde la primera planta fue construida en 1908, siendo la mayor parte de los primeros desarrollos en Europa occidental principalmente en Alemania, Suiza e Italia. En 1960. Rocky River fue la primera PSHP construido en los Estados Unidos. Connecticut con una capacidad de 31 MW. En los Estados Unidos 40 plantas de acumulación por bombeo vienen operando comercialmente en diferentes estados de las cuales muchas de estas plantas se construyeron entre los años 1960 y 1980. Además de alrededor de 50 proyectos en aprobación. (U.S. Department of Energy, 08 - 2014).. Figura 16. PSHP en operación comercial – EE.UU.. Fuente: FERC Staff (Comisión Reguladora de Energía), Abril del 2014.

(38) 25 A nivel mundial Japón lidera con la mayor capacidad instalada en centrales de bombeo como se muestra en la figura 17.. Gráfico 1. Capacidad instalada de centrales de bombeo en el mundo Japan. 27,434. United States. 22,368. China. 21,800. Italy. 7,555. France. 6,985. Germany. 6,806. Spain. 5,268. Austria. 5,108. India. 4,786. Taipei. 2,602 0. 5,000. 10,000. 15,000. 20,000. Installed Pumped Storage Power Capacity (MW) Capacidad instalada de centrales de bombeo (MW) Fuente:. IHA 2015 Hydropower Status Report IEA October 2015 Monthly Electricity Statistics. 25,000. 30,000.

(39) 26 CAPITULO III 3. 3.1. RECURSO HÍDRICO EN EL PERÚ. RECURSO HÍDRICO El agua es un recurso natural esencial para la vida humana y para la vida en general en el planeta, así como para el desarrollo y la seguridad del país. Su importancia será aún mayor si nos atenemos a las declaraciones de los expertos en todo el mundo de que el agua se ha convertido en un bien escaso y que podría ser insuficiente en muchos lugares a nivel mundial. El recurso agua es una condición dinámica, pues sus componentes son variables tanto en el espacio como en el tiempo. Por lo tanto, para conocer cifras de disponibilidad del recurso a futuro se debe estimar la disponibilidad actual y proyectar un escenario de actuación respecto a las condiciones, de los sistemas que conforman la matriz hidrográfica o unidad de gestión natural, es decir, la cuenca hidrográfica. La disponibilidad del recurso agua es indicador para conocer la eficiencia con la que se maneja y distribuye este recurso vital. El recurso agua a través de los años se mide en función de la cantidad, la calidad y el acceso que se tiene hoy y el que se tendrá a futuro. La cantidad, la calidad y el acceso se miden de acuerdo con periodos o estaciones (temporadas de sequía o estiaje), pero también respecto a la zona geográfica de la que se trata y en función de las necesidades de generaciones futuras. Evidentemente, la desigual distribución espacial del recurso hídrico, su variabilidad estacional, el crecimiento poblacional e incremento de las diversas actividades productivas en acelerado desarrollo, con su secuela de derroche y.

(40) 27 contaminación de recursos hídricos y deterioro de sus bienes asociados, así como los efectos del cambio climático en el retroceso de glaciares y la alteración de los ciclos pluviales, complicado con los frecuentes reclamos y conflictos generados por los diversos usos del recurso, vienen constituyendo un reto para las diversas entidades públicas, las que se han planteado la necesidad de fortalecer sus capacidades para superar sus limitaciones, a fin de poder desarrollar una adecuada gestión y administración sobre los recursos hídricos Una particularidad del recurso agua en el Perú es que enfrenta un escenario dual de abundancia y escasez. “El Perú es el octavo país con mayor disponibilidad hídrica en el mundo sin embargo, cuenta con una irregular distribución temporal y espacial del recurso agua. El 98% de la producción hídrica se presenta en la región amazónica, y apenas el 1,8% en la región hidrográfica del Pacífico” Su orografía define tres vertientes hidrográficas que desequilibran su distribución espacial, concentrando el 97.7% del volumen en la vertiente del Atlántico, en donde se asienta el 30% de la población; el 0.5% se encuentra en la vertiente del Titicaca, en donde se asienta el 5% de la población y el 1.8% restante se encuentra en la vertiente del Pacífico, en donde paradójicamente se concentra el 65% de la población..

(41) 28 Figura 17. Distribución del recurso hídrico en función de la población. Fuente: Foro - Situación de los Recursos Hídricos en el Perú. Figura 18. Disponibilidad de agua, población y territorio. Territorio. nacional: 74.6% Número de. Territorio nacional: 21.8% Número de. Territorio nacional: 3.6% Número de. Fuente: (ANA) Política y estrategia nacional de recursos hídricos 2012.

(42) 29 3.2. DISPONIBILIDAD HÍDRICA DEL PERÚ EN LAS TRES VERTIENTES HIDROGRÁFICAS. El antiguo Instituto Nacional de Recursos Naturales (INRENA) identificó tres macro cuencas contienen las cuencas identificadas: la Cuenca del Pacífico, la Cuenta del Atlántico y la Cuenca del Lago Titicaca, las cuales se presentan en la Figura 19 Según la Autoridad Nacional del Agua (ANA) nuestro país cuenta con 159 cuencas denominadas unidades hidrográficas distribuidas de la siguiente forma:. Figura 19. Distribución de cuencas hidrográficas. Fuente: Autoridad Nacional del Agua – ANA http://larepublica.pe/infografias/cuencas-hidrograficas-del-peru-03-03-2013.

(43) 30 Figura 20. Distribución de cuencas transfronterizas. Fuente: (ANA) Política y estrategia nacional de recursos hídricos 2012. 3.3. GESTIÓN MULTISECTORIAL DEL RECURSO HÍDRICO EN EL PERÚ El Estado ha desarrollado una normatividad e institucionalidad responsable de su gestión donde participan diversos integrantes de los sectores público y privado, así como también actores de las organizaciones de usuarios de agua y la sociedad civil organizada. A esta plataforma institucional, se le denomina Sistema Nacional de Gestión de Recursos Hídricos (SNGRH). Su rectoría ha sido asignada a la Autoridad Nacional del Agua (ANA), única y máxima autoridad técnico-normativa responsable de la gestión del agua en el Perú. A través de la ANA, se debe implementar la gestión integrada de recursos hídricos, tomando como líneas rectoras lo planteado en la Política y Estrategia Nacional de.

(44) 31 Recursos Hídricos y los alcances del Plan Nacional de Recursos Hídricos, los mismos que contribuirán al desarrollo sostenible y el bienestar de la población.. Figura 21. Autoridades gestionables del ANA Comunidades campesinas y nativas MINAGRI, MINEM Proyectos hidráulicos e hidroenergéticos Gobiernos regionales Autoridad marítima del Perú SENAMHI. ANA Fuente: Elaboración propia basado en el reporte del ANA 2015. 3.4. BALANCE HÍDRICO Durante el año se presentan períodos donde se producen frecuentes precipitaciones, las cuales elevan los caudales de los ríos, lo que permite llenar los embalses asociados a centrales hidroeléctricas. Dicho período se denomina de avenida y en el Perú habitualmente se presenta entre los meses de noviembre de un año a mayo del año siguiente. Por el contrario, al período en el que se presentan escasas precipitaciones se denomina período de estiaje. Esto se denomina año hidrológico que es el período de un año, el cual no coincide con el año calendario, que comienza con el período de avenida y termina con el período de estiaje.. El muestra un esquema que define el año hidrológico. descrito en la unidad de medida de los años calendario..

(45) 32 Figura 22. Distribución de cuencas transfronterizas. Fuente: (Dammert, Molinelli, & Carbajal, Fundamentos Técnicos y Económicos del Sector Electrico Peruano, 05 - 2011). La clasificación del año hidrológico propuesta por la Dirección General de Electricidad (DGE) del Ministerio de Energía y Minas requiere definir previamente la probabilidad de excedencia, en la medida que la clasificación se realiza de acuerdo a dicho concepto, como lo veremos más adelante.. El Porcentaje o probabilidad de excedencia es un indicador que permite clasificar las características hidrológicas de un año en función de las precipitaciones que presente, comparándolo con los datos históricos de los años anteriores. Así, si se cuenta con 100 datos ordenados de mayor a menor respecto a sus precipitaciones y al analizar un año en particular, se observa que éste se encuentra exactamente en el puesto número 11 (uno de los de mayor precipitación), tendría un porcentaje de excedencia de 10%; es decir, solo existe el 10% de probabilidad que otros años tengan mayores precipitaciones que el año analizado. El porcentaje de excedencia brinda una medida del porcentaje de observaciones en los datos, que son mayores que el dato que se está analizando. En función del porcentaje de excedencia el año hidrológico se puede clasificar en:.

(46) 33 3.4.1. Año seco: Año hidrológico con pocas precipitaciones. El porcentaje de excedencia se encuentra entre 60% y 80%. En el caso de un año extremadamente seco, este porcentaje se encuentra entre un 80% y 100%.. 3.4.2. Año húmedo Año hidrológico con muchas precipitaciones. El porcentaje de excedencia se encuentra entre 20% y 40%. Para un año extremadamente húmedo, el porcentaje se encuentra entre 0% y 20%.. 3.4.3. Año normal o promedio Año hidrológico con precipitaciones iguales al promedio anual basado en criterios históricos. El porcentaje de excedencia se encuentra entre 40% y 60%, es decir, alrededor de la mitad de la distribución de probabilidades.. 3.5. DISPONIBILIDAD HÍDRICA La Autoridad Nacional del Agua es la encargada de la aplicación y cumplimiento de la política y la estrategia nacional de los recursos hídricos. Tiene como funciones: elaborar el método y determinar el valor de las retribuciones económicas por el derecho de uso de agua y por el vertimiento de aguas residuales tratadas en fuentes naturales de agua; aprobar las tarifas por monitoreo y gestión de aguas subterráneas y por uso de la infraestructura hidráulica: otorgar, modificar y extinguir, previo estudio técnico, derechos de uso de agua, autorizaciones de vertimientos y de re-uso de agua residual; entre otros..

(47) 34 Tabla 1. Disponibilidad hídrica según vertiente 2013-2014. NOTA: en el año 2012, se realizó la última actualización de datos para el libro azul del agua 1Hm3= 1 millón de metros cúbicos Fuente: Política y Estrategia de recursos hídricos en el Perú, 2012 Autoridad Nacional del agua ANA. 3.5.1. Uso consuntivo y no consuntivo del agua superficial por vertiente El agua tiene dos tipos de uso: consuntivo y no consuntivo. El uso consuntivo significa que se consume efectivamente durante alguna actividad, como la agrícola, poblacional, industrial, etc. El uso no consuntivo es cuando se utiliza el agua sin consumirse efectivamente, como en la actividad energética, donde luego del aprovechamiento por las hidroeléctricas, puede estar apta para otros fines, como los agrícolas.. 3.5.2. Volumen de agua utilizado para generar energía eléctrica El sector energético tiene como principal recurso para su funcionamiento al agua: la generación y transmisión de energía requiere de recursos hídricos, en particular para las fuentes de energía hidroeléctrica, nuclear y térmica. Por el contrario, aproximadamente el 8% de la generación de energía global se utiliza para la extracción, el tratamiento y el transporte de agua a varios consumidores..

(48) 35 En Perú el sector energético utiliza los recursos de la vertiente del Pacifico y de la vertiente del Atlántico.. Gráfico 2. Volumen de agua utilizado para generar energía eléctrica del 2000 al 2015 (Millones de metros cúbicos) 2015. 26,818. 2014. 802. 24,648. 2013. 747. 24,906. 2012. 853. 24,194. 2011. 1,100. 23,195. 2010. 996. 21,213. 2009. 930. 20,028. 2008. 998. 19,363. 2007. 565. 20,374. 2006. 746. 20,394. 2005. 878. 18,533. 2004. 457. 19,769. 2003. 679. 19,753. 2002. 673. 19,026. 2001. 1,204. 18,571. 2000. 822. 16,723 0. 5,000. 10,000. 637 15,000. Volumen Turbinado Anual. 20,000. 25,000. 30,000. Volumen útil embalsado. Fuente: COES. El recurso hídrico total del 2015 fue de 27.619 hm3 que representó un 8,8 % mayor al recurso hídrico del año 2014. De este total se turbinó 26.818 hm3 (97,1%) y el restante permaneció como volumen útil embalsado..

(49) 36 Gráfico 3. Porcentaje de volumen de agua utilizado para generación. Fuente: COES 2015.

(50) 37 CAPITULO IV. 4. 4.1. METODOLOGÍA: FACTORES DE DETERMINACIÓN. FACTORES DE DETERMINACIÓN EN LA IMPLEMENTACIÓN DE CENTRALES DE BOMBEO. Mediante los factores de determinación se desarrollará el principal objetivo de la tesis en la implementación de una alternativa de generación eléctrica mediante central de acumulación por bombeo. Para este estudio los factores se basarán en aspectos técnicos y económicos dentro de las cuales se estudiaran antecedentes recopilados de la experiencia internacional y factores asociados al sistema eléctrico peruano predominante. . Factores técnicos asociados a las características geográficas: altura, separación entre embalses.. . Factores económicos asociados al mercado eléctrico: excedentes de energía en la red y curva de carga..

(51) 38 Figura 23. Factores asociados a la implementación de una PSHP Altura adecuada entre la parte superior e inferior de embalses Distancia adecuada entre embalses FACTORES TÉCNICOS Uso de un reservorio existente para el embalse superior o inferior. Acceso a redes de transmisión eléctrica. Tipo de mercado eléctrico según la ubicación geográfica FACTORES ECONÓMICOS. Excedentes de energía en la red y curva de carga Rentabilidad en las horas de máxima demanda y mínima demanda. Fuente: Elaboración propia basado en USACE – ORILLE - DIANE. 4.1.1. Factores técnicos En Cuanto a las características técnicas necesarias para la instalación de una PSHP según (Orille, 1997), son: . Condiciones geográficas que proporcionan una altura adecuada entre la parte superior e inferior de embalses.. . Distancia adecuada entre embalses. . Disponibilidad de cantidades suficientes de agua. . Uso de un reservorio existente para el reservorio superior o inferior..

(52) 39 4.1.1.1. Altura adecuada entre la parte superior e inferior de embalses. En una central de acumulación por bombeo la componente principal del coste de la instalación corresponde a la capacidad del embalse superior. La manera de reducir el volumen de este embalse para una potencia de la central dada es aumentar la altura del salto y disminuir el caudal. Al aumentar la altura del salto, las turbinas hidráulicas han de girar a más velocidad (menor número específico de revoluciones, tabla 4.3.5.1), por lo que resultará más económico el generador eléctrico a emplear. En la actualidad se llegan a alturas de salto muy elevadas. (Orille, 1997). Por ejemplo: Laplanta de energía Luigi Einaudi – Entracque ubicado en el lago Chiotas – Italia es la central que mayor salto hidráulico tiene de 1.048 m. Figura 24. PSHP Luigui Einaudi - Italia            . País: Italia Región: Piamonte Provincia: Cuneo Localización: Entracque Condición: En funcionamiento Propietario: La producción de ENEL spa Año de entrada en servicio: 1980 - 1982 Potencia: 1.310 MW en la producción;1.410 MW en el bombeo Número de turbinas: 9 Salto: 1048 m Velocidad de flujo: 129 m3/s grupos Chiotas, 27 m3/s grupos Ruina Tipo Maquinaria: El eje vertical de la turbina/bomba para grupos Chiotas, turbina Francis y bomba en 2 etapas para la ruina grupo.. Fuente: https://www.progettodighe.it/main/le-centrali/article/luigi-einaudi-entracque-cn.

(53) 40 4.1.1.2. Distancia adecuada entre embalses Los costos en cuanto a construcciones de conducción de agua (tubería de alta presión, tubería de baja presión) pueden representar un cuarto o más de un proyecto de bombeo, por lo que es recomendable identificar zonas que requieran longitudes mínimas para dichas construcciones. (U.S. Army Corps of Engineers, 1985). La relación L/H es el cociente entre la distancia horizontal entre los embalses y la diferencia de nivel entre ambos. Esta relación no deberá ser muy grande para minimizar el coste de las tuberías, túneles y canalizaciones en general, para unos valores dados de caudal y salto, además para disminuir el golpe de ariete y otros fenómenos transitorios en las turbinas.. Para la USACE el valor recomendable de la relación L/H:. 10 ≤ L/H ≥ 12 para saltos de 360 – 460m 4 ≤ L/H ≥ 5 para saltos de 150 – 180m. Según (Orille, 1997) el valor recomendable de la relación L/H:. 4 ≤ L/H ≥ 6 para todo tipo de saltos.

(54) 41 4.1.1.3. Uso de un reservorio existente para el reservorio superior o inferior. Los factores geográficos y las características geológicas del terreno juegan un papel importante a la hora de implantar una PSHP, ya que para conseguir un menor costo de inversión se realizan los estudios para ubicar posibles embalses naturales según la disposición geográfica de la zona. Según el Co- fundador del proyecto “Espejos de Tarapacá” Francisco Torrealba “Estudiando la topografía de la zona norte de Chile a través de un programa en la Universidad de Stanforth se encontró, al sur de Iquique, el farellón costero adecuado para implementar una Central Hidráulica de bombeo que permitiera mediante concavidades naturales acumular grandes cantidades de agua de mar, lo que reduce los costos de construcción y permite ser competitivos con otras fuentes de generación.”. Figura 25. Centrales de bombeo de embalse natural y artificial. Embalse superior artificial. Embalse superior natural. PSHP Seneca en Pensilvania, capacidad 450 MW. Raccoon Mountain Planta de bombeo en el río Tennessee. Fuente: Elaboración propia.

(55) 42 4.1.1.4. Acceso a redes de transmisión eléctrica y energía de bajo coste. La efectividad de una PSHP aumenta a medida que su ubicación se aproxime a un centro de producción de energía de base, por lo general constituido por grandes centrales térmicas convencionales y nucleares y a un centro de consumo con grandes puntas de potencia. De esta manera se minimizan los costos de transporte de la energía para el bombeo y turbinado. (Orille, 1997).. 4.1.2. Factores Económicos Para una PSHP el precio de la energía en horas de máxima demanda, representa el ingreso unitario que recibe la central por su operación. Para el caso de una central que funcione con ciclo diario, el bombeo en hora de mínima demanda representa un consumo de energía eléctrica, consumo que genera un costo diario. De esta forma se da una idea de las utilidades que la central recibiría calculando la diferencia de precios entre la energía generada y la consumida.. 4.1.2.1. Tipo de mercado eléctrico según la ubicación geográfica. Las etapas conceptuales y pre estudios del proyecto, son de utilidad para analizar los precios entre la máxima y mínima demanda. Considerando el tipo de mercado eléctrico (tipo de recursos para generación eléctrica, precios energía por tipo de tecnología) de la ubicación donde se instalaría la central. Estos conceptos permitirán tener una visión más detallada de los ingresos por energía generada y la posibilidad de implementar una PSHP al tipo de mercado..

(56) 43 4.1.2.2. Excedentes de energía en la red y curva de carga. Para el balance económico de una PSHP habrá que tener en cuenta las características especiales que presentan estas centrales de nivelar la curva de carga y de formar parte de la reserva rápida.. Figura 26. Curvas de carga diaria típicas. Curva de carga izquierda: curva diaria – derecha: curvas de días cotidianos-Bogotá Fuente: http://www.scielo.cl/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0718-33052012000200004. 4.1.2.3. Rentabilidad En Las Horas De Máxima Demanda Y Mínima Demanda Teniendo en cuenta que una instalación de bombeo está justificada si el coste de la energía turbinada es superior al de la empleada en el bombeo.. 𝑊𝑡 𝐶𝑡 > 𝑊𝑏 𝐶𝑏. Ec. 6. Donde: 𝑊𝑡 =. Energía generada. 𝑊𝑏 =. Energía consumida. 𝐶𝑡 =. Precio específico de la energía de punta. 𝐶𝑏 =. Precio específico de la energía de valle.

(57) 44. Figura 27. Representación gráfica de: 𝑾𝒕 𝑪𝒕 𝒚 𝑾𝒃 𝑪𝒃. Análisis gráfico del funcionamiento económico de una PSHP Fuente: (Orille, 1997). La eficiencia del ciclo está relacionada con de todas las pérdidas del ciclo de turbinado y bombeo, excepto las pérdidas de transmisión. La fase de eficiencia representa el número de kilovatios-hora de bombeo de energía necesario para obtener un kilovatio-hora de generación en máxima demanda. Este valor Incluye las pérdidas de la altura del paso del agua así como la bomba, la turbina, el motor, generador y pérdidas de transformador. (U.S. Army Corps of Engineers, 1985) .Este valor se representa en la siguiente gráfica del balance de energía de una PSHP..

(58) 45. Figura 28. Fase de eficiencia de PSHP. Balance de energía para un planta de energía de bombeo como una forma curvada, con la entrada de energía en la pierna izquierda, y la energía que puede ser recuperada (77,3%) a la correcta. Fuente: http://www.sankey-diagrams.com/tag/hydro/. Según la ecuación anterior la definición de eficiencia viene representada por la ecuación:. 𝑊𝑡 = 𝑛𝑊𝑏. Ec. 7. Donde: n = Rendimiento global de la instalación Por lo tanto de la ec. 6. 𝑊𝑡 (𝐶𝑡 −. 𝐶𝑏 𝑛. )>0. Ec. 8.

(59) 46 4.2. FACTORES DE DETERMINACIÓN EN LA IMPLEMENTACIÓN DE CENTRALES DE BOMBEO ASOCIADAS AL CASO PERUANO Para este apartado se adaptan los factores ya conceptualizados de acuerdo a los antecedentes de la bibliografía indicada al caso peruano. El estudio de los factores se centra en los datos recopilados del Comité de Operación Económica del Sistema COES para el tipo de mercado eléctrico del Perú. 4.2.1. Factores técnicos. 4.2.1.1. Alternativas de ubicación basados en factores de altura, distancia adecuada entre embalses y embalses naturales según la geografía. El Perú cuenta con uno de los mayores números de regiones geográficas, climas y ecosistemas en el mundo. La existencia de la Cordillera de los Andes ha facilitado el acceso a recursos hídricos aprovechando las lagunas existentes, las condiciones morfológicas favorables y casi libres de sedimentos. Desde la década del 70 hasta la fecha, se han realizado tres estudios sobre el potencial hidroeléctrico nacional: (i) Consorcio Alemán LahmeyerSalzgitter (1979), (ii) Halcrow (2011) y (iii) estudio del US Geological Survey (USGS) (2013). Los objetivos de los estudios fueron determinar el potencial hidroeléctrico del país y los proyectos de hidroeléctricos óptimos. La conclusión de los estudios señala que el país cuenta con un potencial muy alto para la generación hidroeléctrica como se muestra en la siguiente tabla..

(60) 47. Tabla 2. Potencial hidroeléctrico nacional estimado (MW) Vertiente. Estudio. Estudio. Estudio. Alemán. Halcrow. USGS. Potencial teórico Pacífico. 29.527. 28.878. 28.717. Atlántico. 176.287. 139.117. 183.543. 564. 1.168. 566. 206.378. 169.163. 212.826. Titicaca TOTAL. Potencial técnico Pacífico. 13.063. 8.575. 16.255. Atlántico. 45.341. 57.179. 118.822. 87. 300. 65.841. 135.377. Titicaca TOTAL. 58.937. Fuente: Anuario Ejecutivo del 2014 MEM. Haciendo uso de las herramientas de Google Earth se han esquematizado alternativas de ubicación de una PSHP que cumplan con los factores de altura, distancia y posible embalse natural que redujera costos de inversión. Para la evaluación del factor altura o salto hidráulico se hizo uso de la herramienta “perfil de elevación” con la cual se determinó los factores de salto hidráulico y distancia entre embalses..

(61) 48 La siguiente evaluación fue mediante la herramienta medición de área haciendo uso del programa “FREEMAPTOOLS” la cual determina el área de las posibles alternativas de embalse por un metro de profundidad (asumido) se estimó el volumen del embalse. 4.2.1.1.1 Alternativa 1: Laguna de Singrenacocha Laguna ubicada en el departamento del Cuzco provincia de quispicanchi, Distrito Ocongate a 8 Km de la laguna Huarurumicocha Nevado chumpi.. Figura 29. Alternativas 1 y 2. Fuente: Elaboración propia a partir de Google Earth. Por encima de la laguna Singrenacocha mediante un mapeo se encontró la existencia de lagunas artificiales que podrían considerarse como alternativas esquematizados en la figura Alternativa 1 El embalse superior.

(62) 49 tiene un volumen de 88.006,66 m3 y el embalse inferior 124.960,043 m3, diferencia de altura de 325 m y distancia de 1,6 km.. Figura 30. Alternativa 1. Fuente: Elaboración propia a partir de Google Earth.

(63) 50 4.2.1.1.2 Alternativa 2 Laguna de Singrenacocha La Alternativa 2 en la figura 33 muestra como embalse inferior a la Laguna de Singrenacocha como embalse inferior natural con un volumen de 2.603.777,59 y a 1,7 km de distancia y altura de 418 m un embalse superior artificial.. Figura 31. Alternativa 2. Fuente: Elaboración propia a partir de Google Earth. 4.2.1.1.3 Alternativa 3: Laguna Mullococha Ascendiendo por el Nevado de Pariacaca ubicado en los andes centrales entre Lima y Junín distrito de Matucana provincia de Huarochiri y a una distancia de 3,5 kilómetros de la laguna Mullococha se ubicaron dos embalses naturales con una diferencia de nivel de 327 m y una distancia de 1,6 km entre embalses..

(64) 51 El cálculo de volumen de embalse superior 52.967,20 m3, volumen de embalse inferior 221.241,46 m3. Figura 32. Alternativa 3. Fuente: Elaboración propia a partir de Google Earth. 4.2.1.1.4 Alternativa 4: Laguna Chuspicocha Ascendiendo por el del Nevado de Pariacaca ubicado en los andes centrales entre Lima y Junín distrito de Matucana provincia de Huarochiri y a 7,5 km de la laguna Paucarcocha se ubican dos embalses naturales con una diferencia de nivel de 164 m y una distancia de 837 m entre embalses. El cálculo de volumen de embalse superior 311.548,98 m3, volumen de embalse inferior 390.478,52 m3..

(65) 52 Figura 33. Alternativa 4. Fuente: Elaboración propia a partir de Google Earth. 4.2.1.1.5 Alternativa 5: Costanera de Moquegua En esta alternativa se plantea según (McLean & Kearney, 2014). Una PSHP utilizando agua de mar. Diseño que es posible debido al farillón costero existente en el Perú por lo que se plantea esta alternativa en la siguiente ubicación. A 10 km al sur de la ciudad de Ilo, playa de Boliviamar en la ciudad de Moquegua, se ubica el farillón costero entre la costanera sur y la carretera interoceánica sur con un desnivel de cordillera de 528 m y 4.1 km de distancia entre embalses..

(66) 53. Figura 34. Alternativa 5. Fuente: Elaboración propia a partir de Google Earth.. Tabla 3. Resumen característico de alternativas Ubicación. Altura H (m). Alternativa 1. 325. 1.617. Alternativa 2. 418. Alternativa 3. Longitud L (m). Volumen sup (m3). Volumen Inf (m3). 4,98. 88.006,66. 124.960,04. 1.830. 4,26. -. 327. 1.617. 4,95. 52.967,20. 221.241,46. Alternativa 4. 164. 837. 5,10. 311.548,98. 390.478,52. Alternativa 5. 528. 4.096. 7,76. -. -. Fuente: Elaboración propia. L/H. 2.603.777,59.