Sólo un tres por ciento del total de agua almacenada –600 millones de metros cúbicos (m3)– en 287 represas registradas en el Inventario Nacional de Presas en Bolivia 2010 es destinado para la producción de energía hidroeléctrica en el país.
Del total de la energía eléctrica que se consume en Bolivia, un 40 por ciento es generado por hidroeléctricas y un 60 por ciento por termoeléctricas que utilizan gas.
La investigación, encargada por el Viceministerio de Recursos Hídricos y Riego al Programa de Desarrollo Agropecuario Sustentable, indica que de las 287 presas identificadas en el país, sólo nueve generan energía eléctrica con el recurso agua y otras tres comparten su uso con la industria.
A pesar de tener una enorme potencialidad por las características geográficas del país y la demanda de energía eléctrica por algunos países vecinos como Chile, Argentina y Brasil, el Estado no tiene la capacidad de encarar proyectos de gran envergadura que apunten a la hidroeléctrica como base de proyectos de generación de energía por sus altos costos, señala el estudio.
Inversiones
Varios especialistas coinciden en que apostar al desarrollo de la hidrología acarrearía beneficios como el abaratamiento en el costo de la energía domiciliaría, industrial y sobre todo un mercado externo.
Para el catedrático de la carrera de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Mayor de San Simón (UMSS) Ramiro Pinto, una buena planificación en cuanto a los costos en proyectos hidroeléctricos repercutirá en tener menores costos de energía eléctrica sin tener que optar a tarifas solidarias. “Yo estoy convencido de que la hidroelectricidad debe ser la base del desarrollo del país superando todos los problemas que se tienen con respecto a la contaminación ambiental y regulando los costos”, señala.
Pinto recomienda que para fortalecer la escasa producción de energía eléctrica con recursos hídricos se deben cuidar las inversiones en los proyectos fijando precios promedio.
“En Brasil tienen un sistema de subastas, tienen un precio fijo para encarar proyectos grandes con un aproximado de 300 dólares por megavatio (MW).Cuando se lanza la licitación, consiguen licitar proyectos con hasta 34 dólares por MW”, dice.
Termoeléctricas
Una de las preocupaciones de Pinto es que el país tiende a los emplazamientos de termoeléctricas como únicas generadoras de energía que a la larga llegan a convertirse en “elefantes blancos” por usar como materia prima el gas, un recurso no renovable.
Para el experto, orientar al país hacia una matriz térmica crea una dependencia del combustible: “Se contamina el medio ambiente, pero además dejamos de tener un recurso no renovable como es el gas”.
Para el jefe del departamento de la carrera de Ingeniería Eléctrica, Walter Cossío, la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) debe tener la capacidad de diseñar proyectos a largo plazo que permitan abastecer al país de energía tomando en cuenta la hidrología.
“Los costos de la energía eléctrica bajarían considerablemente”, dice Cossío.
Políticas del Gobierno frenan las inversiones
La investigación “Tendencias y desafíos para el desarrollo del sector eléctrico boliviano”, elaborada por el Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario (Cedla), indica que la política del Gobierno, que se caracteriza principalmente por la reducción de tarifas al consumidor, perjudica en general a las empresas generadoras, cuyas rentabilidades se ven reducidas.
Las hidroeléctricas –dice el estudio– son las más afectadas pues el bajo costo del gas natural subvencionado y utilizado para la generación de energía eléctrica reduce el costo de la energía para las termoeléctricas alterando sus ingresos.
“Esta subvención al gas no perjudica a los que generan electricidad con unidades térmicas puesto que se benefician de dicha subvención”, señala la investigación.
Añade que los sectores de distribución y transmisión de la cadena tienen condiciones económicas estables, pero es el sector de generación de electricidad el que está sujeto a incertidumbre en lo que a sus rentabilidades se refiere.
LOS PROYECTOS TIENEN ELEVADOS COSTOS
Uno de los mayores obstáculos para hacer realidad proyectos hidroeléctricos en el país, los cuales poseen grandes potencialidades, es el elevado costo que demanda su ejecución.
Los especialistas mencionan que para el financiamiento de los proyectos se debe optar por préstamos o convenios con los países que demandan energía eléctrica.
Señalan también que los proyectos de hidroelectricidad no son diseñados para solucionar problemas de desabastecimiento a corto plazo pues su instalación tarda entre unos ocho a nueve años, a diferencia de las plantas termoeléctricas, que sólo tardan dos años.
Pese a los problemas existentes y las trabas para la construcción de nuevas represas, para el investigador de la carrera de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Mayor de San Simón (UMSS) Juan Montero, por ahora en Bolivia la generación de energía eléctrica, ya sea por las presas de agua o por termoeléctricas, logra abastecer casi a la totalidad de la población.
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martes, 8 de marzo de 2011
sábado, 22 de enero de 2011
Proyecto de Generación Geotermoeléctrica Laguna Colorada – Campo Sol de Mañana & Línea de Transmisión
Se han considerado cuatro (4) componentes del proyecto, los que se encuentran descritos en el Estudio de Factibilidad Técnica, elaborado por JETRO WEST JEC (2008).
La Central Geotermoeléctrica, estará conformada por 4 unidades, cada una de 25 MW de potencia, completando un total del 100 MW de potencia instalada.
Desarrollo del Recurso
Cuatro de los pozos existentes se utilizarán como pozos productores, adicionalmente se requerirá de la perforación de diez pozos productores y seis pozos reinyectores. El vapor y salmuera serán separados en la plataforma de los pozos; el vapor separado será transportado hacia la central eléctrica cerca de las turbinas y la salmuera separada se transportará hacia los pozos reinyectores ubicados en la parte sureste del campo geotérmico.
Perforaciones
La perforación de pozos se realizará desde las plataformas existentes, más una nueva plataforma en la parte noroeste del campo. Los blancos de perforación están en la franja oeste-norte-oeste y sus fracturas acompañantes. La profundidad de perforación se estima entre 1500 – 2000 m. Las pruebas de producción están en el orden de 56 t/h.
Construcción de la Central Eléctrica
Las instalaciones de potencia serán construidas dentro del área geotérmica, con una capacidad instalada total de 100 MW. Esta capacidad se logrará con la instalación de cuatro unidades de 25 MW, con una condensación de simple separación de vapor. Para la selección de estas unidades de potencia, se consideran aspectos tales como transporte, condiciones de altura y clima del lugar. La energía de la planta se conectará a la red, a través del patio de operaciones que será construido dentro de los límites de la central eléctrica.
Construcción de la Línea de Transmisión
Entre la nueva central geotermoeléctrica y una nueva subestación en San Cristóbal, se construirá una línea de transmisión en circuito simple a 230 kV y con una longitud cercana a los 170 km. La energía saliente de la nueva subestación de San Cristóbal, se inyectará al SIN, a través de una línea de transmisión a 230 kV de la Subestación en San Cristóbal, a la subestación en Punutuma.
Fuente
La Central Geotermoeléctrica, estará conformada por 4 unidades, cada una de 25 MW de potencia, completando un total del 100 MW de potencia instalada.
Desarrollo del Recurso
Cuatro de los pozos existentes se utilizarán como pozos productores, adicionalmente se requerirá de la perforación de diez pozos productores y seis pozos reinyectores. El vapor y salmuera serán separados en la plataforma de los pozos; el vapor separado será transportado hacia la central eléctrica cerca de las turbinas y la salmuera separada se transportará hacia los pozos reinyectores ubicados en la parte sureste del campo geotérmico.
Perforaciones
La perforación de pozos se realizará desde las plataformas existentes, más una nueva plataforma en la parte noroeste del campo. Los blancos de perforación están en la franja oeste-norte-oeste y sus fracturas acompañantes. La profundidad de perforación se estima entre 1500 – 2000 m. Las pruebas de producción están en el orden de 56 t/h.
Construcción de la Central Eléctrica
Las instalaciones de potencia serán construidas dentro del área geotérmica, con una capacidad instalada total de 100 MW. Esta capacidad se logrará con la instalación de cuatro unidades de 25 MW, con una condensación de simple separación de vapor. Para la selección de estas unidades de potencia, se consideran aspectos tales como transporte, condiciones de altura y clima del lugar. La energía de la planta se conectará a la red, a través del patio de operaciones que será construido dentro de los límites de la central eléctrica.
Construcción de la Línea de Transmisión
Entre la nueva central geotermoeléctrica y una nueva subestación en San Cristóbal, se construirá una línea de transmisión en circuito simple a 230 kV y con una longitud cercana a los 170 km. La energía saliente de la nueva subestación de San Cristóbal, se inyectará al SIN, a través de una línea de transmisión a 230 kV de la Subestación en San Cristóbal, a la subestación en Punutuma.
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