UNIVERSIDAD DON BOSCO FACULTAD DE INGENIERÍA TRABAJO DE GRADUACIÓN: Análisis de factibilidad técnico económica para conectar nuevas plantas geotérmicas a las redes de empresas distribuidoras. PARA OPTAR AL GRADO DE: Maestro en Gestión de Energías Renovables PRESENTADO POR: Jaime Ricardo Chavarría Cuadra ASESOR: Héctor Ovidio Tovar Castro ANTIGÜO CUSCATLÁN, EL SALVADOR, C.A. MAYO 2021 1 AGRADECIMIENTOS Lo que he aprendido con los años es que siempre hay algo más que aprender. Uno no vive lo suficiente para saber de todo. Pienso que lo que conozco es tan pequeño si lo comparo con todo lo que no conozco, que lo que suelo tener es hambre por aprender cosas nuevas. Las ingenierías y las energías renovables me parecen tan fascinantes, como cuando se conecta un circuito eléctrico para hacer sonar el timbre de una casa, conectar cuatro diodos para rectificar una onda, la transformación de la energía del vapor en los álabes de una turbina, la magia que se produce cuando la radiación solar incide en el silicio de un panel fotovoltaico, la emoción que se siente al subirse una torre eólica o conducir un auto eléctrico. Sin olvidar que se hace magia al calcular los esfuerzos que soportan una estructura metálica, comprender que la entalpía es otra manera de llamar a la energía y que la entropía se entiende mejor comparando un escritorio ordenado a otro que no lo es. En esta etapa de mi vida agradezco a mi esposa Verónica, que me apoyó desde el primer momento que le conté que quería estudiar otra maestría. Su amor y apoyo ha sido incondicional. A mis bellos hijos Adrián Elías y Ricardo Matías, quienes me han visto pasar noche tras noche estudiando. Ellos son el motor que me motiva a seguir creciendo. A mi mamá Jezabel, cuyas oraciones me han cuidado toda mi vida, a mi papá, mi hermana y mis queridos sobrinos. A lo largo de los años he conocido a gente muy talentosa en lo que hacen y he aprendido de todos ellos. Desde aquellos lejanos años en que trabajé en el mantenimiento de aviones en Aeroman o en las distintas áreas y funciones que me han correspondido en Lageo. El conocimiento y experticia de cada uno es inigualable. Agradezco al Ingeniero Francisco Molina de la UDB por la guía en este trabajo. Agradezco las revisiones al documento por parte del Ingeniero Héctor Tovar, quien como asesor ha procurado orientar la tesis al mejor resultado posible. Tengo que mencionar que DELSUR tiene una mística de trabajo que se nota en el trato. En tal sentido agradezco al Ingeniero Fernando Godoy, de DELSUR, cuyos comentarios y respuestas a mis preguntas se volvieron pieza clave para completar este estudio. También la gentileza de haberme recibido por parte del Ingeniero Francisco Beltrán y los comentarios que me hizo el Ing. Mario López. Muchas gracias a todos ellos. Bajo la sombra de los salesianos de Don Bosco he aprendido que tener una actitud de agradecimiento, es la mejor manera de afrontar los retos de la vida. Un corazón agradecido produce milagros. Gracias P. Salvador Cafarelli, gracias P. Giuseppe Coró. Finalmente agradezco al Dios en quien he creído toda mi vida, porque su misericordia es la luz que me ha acompañado en todos mis caminos. Me ha motivado a remar mar adentro y me ha acompañado desde siempre. 2 RESUMEN EJECUTIVO Actualmente cualquier generador que quiera instalarse ya sea en la red de transmisión o en la de distribución en el país, debe considerar la fuerte competencia que existe, producto del incremento que ha ocurrido en la capacidad instalada de los mismos generadores y al poco crecimiento de la demanda nacional de electricidad. De hecho, la presencia de más generadores en el mercado mayorista, está haciendo que en horas de baja demanda, se les pueda restringir la generación a más de uno. La competencia proviene de los generadores tradicionales (hidroeléctricos y térmicos), pero también se cuenta con generadores fotovoltaicos que en un día sin nubes pueden llegar a inyectar hasta 156 MW, generadores de biomasa (ingenios azucareros) que pueden inyectar 143 MW en los meses de zafra. También se cuenta con un generador eólico (Ventus) inyectando 36 MW. La construcción de un generador de gas natural, Energía del Pacífico, que operará con 378 MW. Sin olvidar que el Grupo AES tiene en operación 100 MW fotovoltaicos y una planta de biomasa de 6 MW conectados en 23 kV. Por lo cual, el generador interesado en participar en el mercado debe analizar otras alternativas. Una de ellas, puede ser conectarse directamente a una red de subtransmisión, donde se cambia el modelo de negocio y por lo mismo se vuelve necesario analizar las ventajas técnicas y económicas correspondientes. La conexión directa a una red de subtransmisión de un distribuidor, implica estar más cerca de la demanda, tener equipos para operar en redes de 23 o 46 kV, probablemente montar circuitos dedicados a subestaciones más retiradas del punto de producción de electricidad y negociar directamente con los distribuidores. Esta no es la única alternativa, pero debe ser analizada y comparar su ventaja o desventaja. Para el caso de las plantas que producen electricidad en base al recurso geotérmico, estas permiten el aprovechamiento de la energía térmica del fluido geotérmico para su transformación en energía eléctrica. Existen distintas configuraciones que se basan en un ciclo termodinámico para lograrlo, siendo las más conocidas las Plantas de Simple Flash, Plantas de Doble Flash y Ciclos Binarios. Esto les permite tener uno de los factores de planta (85%) más altos de todas las fuentes de energía renovable. Por ello son utilizadas como carga base en los sistemas de potencia. Más abajo se encuentran plantas de biomasa con 59%, gas natural de ciclo combinado con 56%, carbón con 47%, hidroeléctrico con 39%, viento con 34% y fotovoltaico 24%. Por tanto, conectar una planta geotérmica directamente a una red de subtransmisión, permite a la distribuidora tener un generador que opera las 24 horas del día y los 7 días de la semana. Este estudio analiza la rentabilidad de conectar una planta geotérmica de 10 MW en la subestación de San Vicente (red de 23 o 46 kV con DELSUR) y otra en Chinameca de 20 MW conectada a la subestación de San Miguel (EEO). La primera estaría a una distancia de 10 km, mientras que la segunda a 27 km. Mediante información proporcionada por ingenieros de DELSUR, las redes locales pueden no absorber toda la potencia sugerida. Se puede asumir de manera gruesa que la red local absorbe un 75% de dicha potencia. Pero para conectarse se debe completar la Solicitud de Factibilidad y la Solicitud de Interconexión, las cuales consideran aspecto de interés de la distribuidora y toma como 3 base el Título III de la Norma Técnica de Interconexión Eléctrica y Acceso de Usuarios Finales a la Red de Transmisión, según el Acuerdo No. 30-E-2011 de SIGET. Para la conexión debe considerarse el costo de mejorar la red o instalar circuitos dedicados en 46 kV, mejorar la subestación correspondiente, permisos, distancia entre postes, calibre del conductor, cantidad de cruceros, aisladores, distancia hacia la subestación, etc. Los estudios técnicos deben verificar que la interconexión no produzca efectos adversos en el sistema de distribución y en caso producirlos, sugerir la compra de equipos, instalación, mejoras en la subestación y/o línea que resuelva tales efectos. Además, se puede negociar un contrato con el distribuidor como mínimo de 15 años. Tomando en cuenta el costo por servidumbre, costo de un circuito dedicado en 46 kV, subestación, solicitudes de interconexión y la construcción de la planta, se estima un total de US$ 39,947,680.84 para la planta de 10 MW en San Vicente y de US$ 80,400,861.67 para la planta de 20 MW en Chinameca. Considerando el escenario que ambas plantas se conectan en 115 kV (para propósitos de comparación), se estima un total de US$ 43,012,954.94 para la planta de 10 MW y de US$ 81,552,791.91 para la planta de 20 MW. El factor que se utilizó para estimar el costo de la planta geotérmica es de US$ 3,915.77/kW (dato tomando del sitio web de IRENA - International Renewable Energy Agency), el cual incluye todos los costos de exploración y perforación de un campo geotérmico, así como la construcción de la planta, subestación eléctrica, conexión a red, etc. Para la evaluación financiera se considera: financiamiento de 70%, tasa de interés de (6 - 10%), tasa de inflación de 1%, WACC de 10%, depreciación lineal por 20 años, tasa de impuestos de 30%, declinación de generación 1% por año, excepciones de impuestos por 5 años, período de amortización de 30 años, costo de O&M de (0.01 - 0.03 US$/kWh). El precio al que se valoró la energía fue el PET y MRS. La Administración de Información de Energía de los Estados Unidos hizo una proyección del West Texas Intermediate (WTI), Se estableció una correlación del MRS y PET con el WTI y se hizo una proyección lineal para 30 años. El MRS es el precio que establece en el mercado spot del mercado mayorista, determinado por el despacho del costo variable combustible de la última unidad generadora necesaria para suplir la demanda. En el caso del PET, este es el precio de la energía que se traslada a la tarifa a los usuarios finales y está constituido por el MRS, los cargos del sistema (CSIS) y el pago por potencia de los generadores. El resultado del análisis muestra una TIR del proyecto de 10 MW en San Vicente (DELSUR) por 13.5%, mientras que la TIR del proyecto de 20 MW en Chinameca (EEO) es de 13.3%. Para el caso que ambas plantas se conecten al mercado mayorista (115 kV), se obtiene una TIR de 11.3% para la planta de San Vicente y de 15.3% para la planta de Chinameca. Por lo cual se observa que la rentabilidad en ambos casos es muy parecida. Valga comentar que en todos estos casos el VAN es mayor a cero y su respectivo valor se muestra en las tablas de evaluación financiera. Es de hacer notar que cualquier desarrollador de proyectos deberá considerar que por el artículo 21 de la Ley del Medio Ambiente y Recursos Naturales de El Salvador, presentar el correspondiente 4 Estudio de Impacto Ambiental para ejecutar el proyecto. Además, y conforme el artículo 3 de la Ley de Incentivos Fiscales para el Fomento de las Energías Renovables en la Generación de Electricidad: a) durante los diez primeros años gozar de exención del pago de los Derechos Arancelarios de Importación de maquinaria, equipos, materiales e insumos y b) exención del pago del Impuesto sobre la Renta por un período de cinco (5) años en el caso de los proyectos entre 10 y 20 megavatios (MW), a partir de la entrada en operación comercial del proyecto. . 5 Contenido Índice de tablas .................................................................................................................................... 9 Índice de figuras ................................................................................................................................ 10 Lista de abreviaturas y símbolos ....................................................................................................... 13 Introducción ...................................................................................................................................... 15 Objetivo General ............................................................................................................................... 17 Objetivos Específicos ........................................................................................................................ 17 CAPÍTULO I. Mercado Mayorista de Electricidad .......................................................................... 18 1.0 Antecedentes del mercado eléctrico ........................................................................................ 18 1.1 Modelo basado en costos......................................................................................................... 18 1.1.1 Generadores ...................................................................................................................... 19 1.1.2 El Transmisor (ETESAL) ................................................................................................. 22 1.1.3 Distribuidoras ................................................................................................................... 23 1.1.4 Comercializador ............................................................................................................... 24 1.1.5 Operador de Mercado (UT) .............................................................................................. 24 1.1.6 Ente Regulador (SIGET) .................................................................................................. 24 1.1.7 Emisor de Políticas (CNE) ............................................................................................... 24 1.2 Demanda nacional de electricidad ........................................................................................... 24 1.3 Licitación de contratos de largo plazo ..................................................................................... 25 1.4 Precio del mercado .................................................................................................................. 26 1.4.1 MRS ................................................................................................................................. 26 1.4.2 Precio de la Energía a Tarifa PET .................................................................................... 30 1.5 Esquema de negocio venta a Distribuidora ............................................................................. 32 1.5.1 Venta al mercado mayorista ............................................................................................. 32 1.5.2 Mayor competencia en el mercado mayorista .................................................................. 33 1.5.3 Esquema de venta a distribuidora ..................................................................................... 34 CAPÍTULO II. Geotermia y otras fuentes renovables ...................................................................... 36 2.0 Geotermia ................................................................................................................................ 36 2.1 Usos Directos .......................................................................................................................... 40 2.2 Perforación de pozos geotérmicos ........................................................................................... 41 2.3 Vida de un campo geotérmico ................................................................................................. 44 2.4 Ciclos de plantas geotérmicas ................................................................................................. 47 6 2.4.1 Plantas de simple flash ..................................................................................................... 47 2.4.2 Plantas de doble flash ....................................................................................................... 48 2.4.3 Ciclos binarios .................................................................................................................. 49 2.5 Fuentes renovables .................................................................................................................. 50 2.5.1 Factor de planta ................................................................................................................ 50 2.5.2 Generador fotovoltaico ..................................................................................................... 51 2.5.3 Generador en base a biomasa ........................................................................................... 53 2.5.4 Generador a partir de biogás ........................................................................................... 54 2.5.5 Generador eólico .............................................................................................................. 57 2.5.6 Generador hidroeléctrico .................................................................................................. 59 2.6 Lageo ....................................................................................................................................... 62 2.7 Competencia ............................................................................................................................ 63 2.7.1 Energía del Pacífico (Gas Natural) ................................................................................... 63 2.7.2 Ventus (Eólico) ................................................................................................................ 63 2.7.3 Neoen (Fotovoltaico) ........................................................................................................ 64 2.7.4 Grupo AES (Fotovoltaico y Biomasa) ............................................................................. 65 2.7.5 Pequeños generadores conectados en red de Distribución ............................................... 66 CAPÍTULO III. Redes de subtransmisión y ubicación de proyectos ................................................ 67 3.0 Redes de transporte de la electricidad ..................................................................................... 67 3.1 Elementos principales de una subestación .............................................................................. 68 3.1.1 Transformador .................................................................................................................. 68 3.1.2 Interruptor de potencia ..................................................................................................... 69 3.1.3 Restaurador....................................................................................................................... 70 3.1.4 Cuchillas fusibles ............................................................................................................. 70 3.1.5 Cuchillas desconectadoras y cuchillas de prueba ............................................................. 70 3.1.6 Apartarrayos ..................................................................................................................... 70 3.1.7 Transformadores de instrumento ...................................................................................... 70 3.1.8 Barras, buses o cajas derivadoras ..................................................................................... 70 3.2 Líneas aéreas de 23 y 46 kV .................................................................................................... 71 3.2.1 Arreglos postes y líneas de 23 kV .................................................................................... 72 3.2.2 Arreglos postes y líneas 46 kV ......................................................................................... 74 3.3 Ubicación de proyectos de interés ........................................................................................... 77 7 3.3.1 Chinameca ........................................................................................................................ 78 3.3.2 San Vicente ...................................................................................................................... 79 CAPÍTULO IV Evaluación financiera .............................................................................................. 84 4.0 Costo de mejoras Subestación/Línea de EEO ......................................................................... 84 4.1 Costo de mejoras Subestación/Línea de DELSUR ................................................................. 85 4.2 Inversión en plantas geotérmicas ............................................................................................ 86 4.2.1 Inversión en la planta de Chinameca ................................................................................ 88 4.2.2 Inversión en la planta de San Vicente .............................................................................. 89 4.3 Proyección de demanda ........................................................................................................... 90 4.4 Precio de compra venta de electricidad ................................................................................... 92 4.4.1 Proyección precio barril del crudo ................................................................................... 93 4.4.2 Correlación Precio WTI y MRS ....................................................................................... 94 4.4.3 Correlación MRS y PET .................................................................................................. 98 4.4.4 Precio de venta a distribuidoras...................................................................................... 101 4.4.5 Pago por potencia ........................................................................................................... 103 4.5 Producción de electricidad .................................................................................................... 103 4.6 Financiamiento ...................................................................................................................... 105 4.6.1 Tasa de inflación ............................................................................................................ 106 4.6.2 Tasa WACC ................................................................................................................... 106 4.6.3 Impuestos ....................................................................................................................... 107 4.7 Rentabilidad de los proyectos ............................................................................................... 107 4.7.1 Excepción de impuestos ................................................................................................. 108 4.7.2 Depreciación de los activos ............................................................................................ 108 4.7.3 Costo de operación y mantenimiento ............................................................................. 108 4.7.4 Escenarios de rentabilidad .............................................................................................. 108 4.7.5 Comparación de resultados ............................................................................................ 112 CAPÍTULO V Procedimiento para conectarse a una red de subtransmisión .................................. 114 5.0 Acceso a las instalaciones de Distribución............................................................................ 114 5.1 Factibilidad ............................................................................................................................ 114 5.2 Solicitud de interconexión ..................................................................................................... 116 5.3 Requerimientos generales para los estudios .......................................................................... 119 5.4 Estudios para la interconexión de generadores en las instalaciones de distribución ............. 120 8 5.5 Aprobación de la solicitud de interconexión a las instalaciones de distribución .................. 122 5.6 Condiciones contractuales generales ..................................................................................... 123 5.7 Caso de estudio para interconexión a red de distribución ..................................................... 123 Conclusiones y Recomendaciones .................................................................................................. 126 Bibliografía ...................................................................................................................................... 129 Anexos............................................................................................................................................. 131 Anexo 1. Notificación de CAESS sobre nuevo circuito de 46 kV. ............................................. 132 Anexo 2. Preguntas para AES ..................................................................................................... 133 Anexo 3. Diagrama Unifilar San Miguel .................................................................................... 135 Anexo 4. Preguntas para DELSUR ............................................................................................. 136 Anexo 5. Reunión con DELSUR ................................................................................................ 141 Anexo 6. Solicitud de Factibilidad .............................................................................................. 143 Anexo 7. Solicitud de Interconexión ........................................................................................... 145 Anexo 8. Cuadros de rentabilidad ............................................................................................... 148 9 Índice de tablas Tabla 1. Capacidad instalada de generadores. [Fuente: SIGET] ........................................................ 19 Tabla 2. Factor de utilización de las plantas generadoras. [Fuente: SIGET] ..................................... 22 Tabla 3. Datos generales de las Empresas Distribuidoras. [Fuente: SIGET] ...................................... 23 Tabla 4. Licitaciones promovidas por el CNE. [Fuente: elaboración propia con datos de CNE] ....... 26 Tabla 5. Capacidad geotérmica por país en 2019. [Fuente: IRENA] .................................................. 39 Tabla 6. Aplicaciones del recurso geotérmico. [Fuente: Elaboración propia a partir de Diagrama de Lindal] ................................................................................................................................................ 41 Tabla 7. Cantidad de años de un campo geotérmico. [Fuente: Wikipedia] ...................................... 46 Tabla 8. Radiación solar en distintas ciudades (kWh/m2/día). [Fuente: https://pvwatts.nrel.gov/] 52 Tabla 9. Capacidad instalada plantas Biomasa. [Fuente: SIGET] ....................................................... 53 Tabla 10. Biogás y otros combustibles fósiles. [Fuente: CEPAL] ....................................................... 56 Tabla 11. Capacidad de Recepción de los Rellenos Sanitarios. [Fuente: MARN] .............................. 56 Tabla 12. Plantas hidroeléctricas. [Recuperado de (Saravia, R. 2019), Energía Mini hidráulica, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] .......................................... 61 Tabla 13. Características de los postes de concreto centrifugado. [Fuente: SIGET] ......................... 72 Tabla 14. Consumo promedio ciudades cercanas a Chinameca 2019. [Fuente: SIGET] ................... 79 Tabla 15. Costo de línea en 115 kV. [Fuente: Lageo] ........................................................................ 86 Tabla 16. Costos indicativos para montaje planta 50 MW en millones US$. [Fuente: ESMAP] ....... 88 Tabla 17. Costo de instalación de plantas renovables. [Fuente: IRENA] .......................................... 88 Tabla 18. Inversión total Chinameca. [Fuente: elaboración propia] ................................................. 89 Tabla 19. Inversión total San Vicente. [Fuente: elaboración propia] ................................................ 90 Tabla 20. Variación anual de la demanda. [Fuente: elaboración propia con datos de UT] .............. 90 Tabla 21. Proyección de crecimiento de demanda MW. [Fuente: elaboración propia] ................... 92 Tabla 22. Potencia a ofrecer. [Fuente: elaboración propia] ............................................................. 93 Tabla 23. Precio del barril de crudo y MRS 2007 a 2020. [Fuente: elaboración propia] .................. 94 Tabla 24. Proyección de MRS. [Fuente: elaboración propia] ............................................................ 97 Tabla 25. MRS y PET. [Fuente: elaboración propia] .......................................................................... 98 Tabla 26. Proyección de PET. [Fuente: elaboración propia] ........................................................... 101 Tabla 27. Precio de venta a Distribuidora. [Fuente: elaboración propia] ....................................... 102 Tabla 28. Proyección de precio por potencia US$/kW-mes. [Fuente: elaboración propia] ........... 103 Tabla 29. Producción de electricidad planta de 10 MW. [Fuente: elaboración propia] ................. 104 Tabla 30. Producción de electricidad planta de 20 MW. [Fuente: elaboración propia] ................. 105 Tabla 31. Inversión en planta para 46 kV y 115 kV. [Fuente: elaboración propia] ......................... 109 Tabla 32. VAN y TIR para tasa del 6% y costo O&M US$ 0.01/kWh. [Fuente: elaboración propia] ......................................................................................................................................................... 112 Tabla 33. VAN y TIR para tasa del 10% y costo O&M de US$ 0.03/kWh. [Fuente: elaboración propia] ............................................................................................................................................. 113 Tabla 34. VAN y TIR para caso base WTI. [Fuente: elaboración propia] ......................................... 113 10 Índice de figuras Figura 1. Esquema básico de un sistema de potencia. [Recuperado de: (Nájera, C. 2018), Fundamentos de Ingeniería Eléctrica, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] ........................................................................................................................................ 18 Figura 2. Evolución de la capacidad instalada de generadores. [Fuente: SIGET] .............................. 19 Figura 3. Inyección de electricidad octubre 2020. [Fuente: elaboración propia con datos de UT] .. 20 Figura 4. Producción de electricidad en fechas diferentes (MWh). [Fuente: elaboración propia con datos de UT] ...................................................................................................................................... 21 Figura 5. Red de ETESAL. [Fuente: ETESAL] ....................................................................................... 23 Figura 6. Empresas distribuidoras. [Fuente: SIGET] .......................................................................... 24 Figura 7. Variación de la demanda 2015-2020. [Fuente: elaboración propia con datos de UT] ...... 25 Figura 8. Comparación de capacidad instalada y demanda MW. [Fuente: SIGET] ........................... 25 Figura 9. Lista de mérito. [Recuperado de: (Nájera, C. 2018), Fundamentos de Ingeniería Eléctrica, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] .......................................... 28 Figura 10. Variación del precio MRS 2007 a 2020. [Fuente: elaboración propia con datos de UT] . 28 Figura 11. Variación del precio del barril del petróleo 2007 a 2020 [Fuente: elaboración propia con datos de www.eia.gov] ..................................................................................................................... 29 Figura 12. Precio del barril de crudo y MRS 2007 a 2020. [Fuente: elaboración propia] ................. 30 Figura 13. Precios promedios históricos de venta a usuarios finales. [Fuente: elaboración propia con datos de SIGET] ........................................................................................................................... 31 Figura 14. MRS y PET. [Fuente: elaboración propia] ......................................................................... 32 Figura 15. Funcionamiento del Mercado Eléctrico. [Recuperado de: (Nájera, C. 2018), Fundamentos de Ingeniería Eléctrica, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] ........................................................................................................................................ 32 Figura 16. Predespacho 10 enero 2021. [Fuente: UT] ...................................................................... 34 Figura 17. Esquema de venta a Distribuidora. [Fuente: elaboración propia] ................................... 35 Figura 18. Cinturón de fuego y placas tectónicas. [Fuente: USGS] ................................................... 36 Figura 19. Sistema geotérmico. [Recuperado de: (Monterrosa, M. 2019), Energía Geotérmica, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] .......................................... 37 Figura 20. Reservorio. [Recuperado de: (Monterrosa, M. 2019), Energía Geotérmica, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] ............................................................... 38 Figura 21. Capacidad instalada geotérmica mundial. [Fuente: IRENA] ............................................. 39 Figura 22. Fumarola en los Infiernillos en San Vicente [Fuente: elaboración propia] ...................... 40 Figura 23. Diagrama de Lindal. [Fuente: FAO] .................................................................................. 40 Figura 24. Pasteurizador de leche (usos directos). [Fuente: elaboración propia] ............................ 41 Figura 25. Perfil de un pozo geotérmico. [Recuperado de: (Monterrosa, M. 2019), Energía Geotérmica, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] ..................... 42 Figura 26. Torre de perforación. [Fuente: https://twitter.com/LaGeoSV/status/1376672265014759429/photo/4] ........................................ 43 Figura 27. Barrena tricónica. [Fuente: https://docplayer.es/90458729-Escuela-politecnica- nacional.html] ................................................................................................................................... 43 11 Figura 28. Pozo direccional. [Fuente: http://www.ingenieriadepetroleo.com/pozos-direccionales- tipo-j/] ............................................................................................................................................... 44 Figura 29. Pozos para extracción de vapor y reinyección. [Fuente: https://www.monografias.com/trabajos109/energia-geotermica-estudio-caso/energia- geotermica-estudio-caso.shtml] ....................................................................................................... 44 Figura 30. Registro de temperatura y presión de un pozo. [Recuperado de: (Henríquez, J. 2019), Energía Geotérmica, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] ........ 45 Figura 31. Campo Geotérmico de Berlín. [Recuperado de (Henríquez, J. 2019), Energía Geotérmica, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] .......................................... 46 Figura 32. Turbina geotérmica. [Fuente: https://twitter.com/LaGeoSV/status/1346924340487532547/photo/3] ........................................ 46 Figura 33. Concepto de central geotérmica por condensación. [Fuente Manual de geotermia: Como planificar y financiar la generación de electricidad, (ESMAP, 2012), p. 33] ........................... 48 Figura 34. Diagrama Temperatura-entropía planta de flash. [Fuente: Termodinámica, Cengel] ..... 48 Figura 35. Diagrama T-s de una planta de doble flash. [Fuente: Geothermal Power Plants, Dippipo] ........................................................................................................................................................... 49 Figura 36. Representación de un Ciclo Binario. [Fuente: http://www.prosener.com/noticias/ver/primera-planta-geotermica-de-alta-entalpia-en- espana/2581] .................................................................................................................................... 50 Figura 37. Factor de planta de distintas energías. [Fuente: Statista.com] ....................................... 51 Figura 38. Comparación de radiación solar distintas ciudades. [Fuente: elaborado con datos de https://pvwatts.nrel.gov/] ................................................................................................................ 52 Figura 39. Procesos en Ingenio Azucarero. [Recuperado de (González, A. 2020), Biomasa, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] .......................................................... 53 Figura 40. Bagazo de caña. [Recuperado de (González, A. 2020), Biomasa, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] ................................................................................. 54 Figura 41. Turbo generador. [Fuente: historico.elsalvador.com/historico/439746/como-se- transforma-el-bagazo-de-cana-de-azucar-a-energia-electrica.html] ............................................... 54 Figura 42. Aprovechamiento del biogás. [Recuperado de (González, A. 2020), Biomasa, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] ............................................................... 55 Figura 43. Relleno Nejapa. [Recuperado de: (González, A. 2020), Biomasa, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] ................................................................................. 57 Figura 44. Fuerzas sobre una pala. [Fuente: Termodinámica, Cengel] ............................................. 58 Figura 45. Palas. [Fuente: Imágenes Google] .................................................................................... 58 Figura 46. Góndola y componentes. [Recuperado de (Migoya, E. 2019), Energía Eólica, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] ............................................................... 59 Figura 47. Parque eólico. [Fuente: Imágenes Google] ...................................................................... 59 Figura 48. Planta hidroeléctrica. [Recuperado de (Saravia, R. 2019), Energía Minihidráulica, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] .......................................... 60 Figura 49. PCH de CECSA. [Recuperado de (Saravia, R. 2019), Energía Minihidráulica, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] ............................................................... 61 Figura 50. Planta Geotérmica de Ahuachapan. [Fuente: Lageo] ...................................................... 62 12 Figura 51. Planta Geotérmica de Berlín. [Fuente: Lageo] ................................................................. 63 Figura 52. Aerogeneradores de Ventus en Metapán. [Fuente: twitter.com/VentusSV] .................. 64 Figura 53. Planta Fotovoltaica Providencia Solar de Neoen. [Fuente: Neoen] ................................. 64 Figura 54. Planta Fotovoltaica Capella Solar de Neoen. [Fuente: Neoen] ........................................ 65 Figura 55. Planta de Biogás de Grupo AES. [Fuente: AES] ................................................................ 66 Figura 56. Ubicación Plantas Fotovoltaicas Proyecto Bósforo. [Fuente: AES] .................................. 66 Figura 57. Representación de un sistema de transmisión y distribución. [Fuente: Imágenes Google] ........................................................................................................................................................... 68 Figura 58. Transformador trifásico. [Fuente: Imágenes Google] ...................................................... 69 Figura 59. Esquema de una subestación. [Fuente: Imágenes Google] ............................................. 71 Figura 60. Esquema de poste para línea de 23 kV. [Fuente: Imágenes Google] ............................... 73 Figura 61. Tangente doble 23 kV. [Fuente: SIGET] ............................................................................ 74 Figura 62. Esquema de poste para línea de 46 kV. [Fuente: SIGET] ................................................. 75 Figura 63. Tangente doble. [Fuente: SIGET] ...................................................................................... 76 Figura 64. Interconexión de un generador a red de distribución. [Fuente: Tesis Maestría UDB] .... 77 Figura 65. Distancia de planta a Subestación en San Miguel. [Fuente: Google Earth] ..................... 78 Figura 66. Distancia de planta a Subestación en San Vicente. [Fuente: Google Earth] .................... 80 Figura 67. Esquema de ubicación de subestaciones en San Vicente. [Fuente: DELSUR] .................. 82 Figura 68. Suma de procesos principales. [Fuente: elaboración propia] .......................................... 83 Figura 69. Representación conceptual de los riesgos y costos en las distintas etapas del desarrollo de un campo geotérmico. [Fuente: Análisis comparativo de estrategias para la mitigación del riesgo asociado a los recursos (ESMAP, 2016), p. 2] ......................................................................... 87 Figura 70. Variación anual de la demanda. [Fuente: elaboración propia con datos de UT] ............. 91 Figura 71. Proyección WTI. [Fuente: elaboración propia con datos de US Information Administration] ................................................................................................................................. 94 Figura 72. Ecuación lineal y correlación de las variables WTI y MRS. [Fuente: elaboración propia] 95 Figura 73. Comparación MRS histórico y variable Y. [Fuente: elaboración propia].......................... 96 Figura 74. Valores históricos y proyección WTI y MRS. [Fuente: elaboración propia] ..................... 98 Figura 75. Ecuación lineal y correlación de las variables MRS y PET. [Fuente: elaboración propia] 99 Figura 76. Comparación PET histórico y variable “a”. [Fuente: elaboración propia] ...................... 100 Figura 77. Fórmula de WACC. [Fuente: Principio de Finanzas Corporativas, Myers] ..................... 106 Figura 78. Flujo de ingresos para TIR y VAN. [Fuente: elaboración propia] ................................... 110 Figura 79. Flujo de caja para TIR y VAN. [Fuente: elaboración propia] .......................................... 111 Figura 80. Proceso de solicitud de factibilidad. [Fuente: elaboración propia] ............................... 116 Figura 81. Proceso resumido de Solicitud de Interconexión. [Fuente: elaboración propia] .......... 119 Figura 82. Condición para los estudios. [Fuente: elaboración propia] ........................................... 121 Figura 83.Estudios a realizar para interconectarse. [Fuente: elaboración propia] ......................... 122 Figura 84. Diagrama unifilar conexión a subestación. [Fuente: DELSUR] ....................................... 124 13 Lista de abreviaturas y símbolos Bar Unidad de presión CAESS Compañía de Alumbrado Eléctrico de San Salvador CECSA Compañía Eléctrica Cucumacayán, S. A. de C. V. CEL Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa CEPAL Comisión Económica para América Latina y el Caribe CLESA Compañía de Luz Eléctrica de Santa Ana CH4 Gas Metano CNE Consejo Nacional de Electricidad CLP Contratos de Largo Plazo cm Centímetro CMO Costo Marginal de Operación CONSAA Consejo Salvadoreño de la Agroindustria Azucarera CSIS Cargos del Sistema CVC Costo Variable Combustible CVNC Costo Variable no Combustible EDESAL Empresa Distribuidora Eléctrica Salvadoreña EEO Empresa Eléctrica de Oriente EIA Administración de Información de Energía de los Estados Unidos (por sus siglas en inglés) Entalpía Concepto termodinámico que representa una cantidad de energía ESMAP Programa de Asistencia para la Gestión del sector energético (por sus siglas en inglés) ETESAL Empresa Transmisora de El Salvador FAO Organización de las Naciones Unidas para la Alimentación y la Agricultura (por sus siglas en inglés) GDP Producto Interno Bruto (por sus siglas en inglés) GRNC Generador Renovable No Convencional GW Giga-Watt GWh Giga-Watt-Hora I Corriente eléctrica IEC Comisión Electrotécnica Internacional (por sus siglas en inglés) IRENA Agencia Internacional de Energías Renovables (por sus siglas en inglés) Isobutano Hidrocarburo alifático perteneciente a la serie alcano Isopentano Líquido extremadamente volátil y extremadamente inflamable a temperatura y presión ambiental IVA Impuesto al Valor Agregado kA Kilo-Amperio kg Kilo-gramo kJ Kilo-Joule Km Kilómetro Km2 Kilómetro-cuadrado kV Kilo-Voltio 14 Lb Libras, unidad de peso LGE Ley General de Electricidad m3 Metro-Cúbico mm milímetro MARN Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales Monofásico Una sola fase MW Mega-Watt MWh Mega-Watt-Hora MVA Mega-Voltio-Amperio MRS Mercado Regulador del Sistema NIT Número de Identificación Tributaria ORC Ciclo de Rankine Orgánico (por sus siglas en inglés) PCH Pequeña Central Hidroeléctrica PET Precio de la Energía a Tarifa PPA Contrato de compra de potencia (por sus siglas en inglés) Pies Unidad de longitud PM Participante de Mercado Pulg Pulgada RNV Renovable ROBCP Reglamento de Operación del Sistema de Transmisión y del Mercado Mayorista Basado en Costos de Producción s segundo SIEPAC Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central Simple flash Proceso de transición de un líquido presurizado a una mezcla de líquido y vapor SIGET Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones TC Transformador de Corriente TIR Tasa Interna de Retorno TP Transformador de Potencia T-s Temperatura - Entropía ton Tonelada Tricónica Tres conos Trifásico Tres fases UDB Universidad Don Bosco USGS Servicio Geológico de los Estados Unidos (por sus siglas en inglés) US$/Bbl Dólares por barril UT Unidad de Transacciones VAN Valor Actual Neto (VAN) WACC Costo promedio ponderado de capital (por sus siglas en ingles) WTI Petróleo producido en Texas (por sus siglas en inglés) °C Grado Centígrado 15 Introducción Ante el incremento de la competencia en el mercado mayorista de electricidad, se hace necesario evaluar cualquier alternativa que técnica y financieramente vuelva viable el montaje y operación de una planta generadora. En los últimos cinco años la capacidad instalada de los generadores locales se ha visto incrementada. Esto si se combina con el poco crecimiento de la demanda local, vuelve incierta la entrada en operación de nuevos actores, así como el desarrollo de plantas que están en proceso. En este estudio se ha optado por analizar la factibilidad de conectar una planta geotérmica a una red de subtransmisión. El estudio comienza describiendo cómo es el mercado mayorista de electricidad, quienes son los participantes del mercado. Cómo se obtiene el precio MRS y el PET. Siendo el primero con el que se valora la energía vendida como de oportunidad “spot”. Mientras que el segundo es utilizado por las distribuidoras para facturar a sus correspondientes usuarios finales. El Salvador posee los campos geotérmicos de Ahuachapán y Berlín en operación desde hace 45 años para el primero y desde hace 28 años para el segundo. Para desarrollar un campo geotérmico se hace necesaria una fuerte inversión; ya que se comienza por realizar estudios en superficie y cuantificar la capacidad del reservorio, establecer los sitios para perforar pozos. Después se perforan los pozos con el propósito de obtener el vapor que será enviado a la turbina para obtener electricidad. Esto se logra mediante una de las distintas configuraciones, como planta de simple flash, doble flash o ciclo binario. Montar una planta geotérmica tiene uno de los costos más altos al compararlo con otro tipo de generación renovable. El factor de la geotermia es US$ 3,915.77/kW instalado, mientras que la biomasa es US$ 2,140.64/kW instalado, el hidroeléctrico es US$ 1,709.29/kW instalado, el eólico es US$ 1,473.00/kW instalado y el fotovoltaico de US$ 994.70/kW instalado. Pero, por otro lado, el factor de planta de la geotermia es del 85%, el cual asegura el despacho de este tipo de planta por más tiempo que las demás tecnologías. Para conectar una planta de generación de electricidad a la red de subtransmisión, se hace necesario completar la Solicitud de Factibilidad y la Solicitud de Interconexión, las cuales consideran aspecto de interés de la distribuidora y se basan en la Norma Técnica de Interconexión Eléctrica y Acceso de Usuarios Finales a la Red de Transmisión, según el Acuerdo No. 30-E-2011 de SIGET. Dicha norma establece el proceso que se tiene que cumplir para conocer si el punto de interconexión tiene la capacidad de absorber la potencia requerida o si existen otras opciones tales como encontrar otro punto o las inversiones en equipos que aseguren la conexión. Se obtuvo una proyección que la Administración de Información de Energía de los Estados Unidos hizo del West Texas Intermediate (WTI), donde considera tres casos: caso base, caso de precio alto WTI y caso de precio bajo WTI. Se estableció una correlación entre el MRS y el WTI, de tal manera que se obtuvieron tres valores de MRS para 30 años. Después se estableció otra correlación entre el MRS y el PET, obteniendo tres valores de PET para 30 años. El precio de venta con la distribuidora se estableció en el PET de caso base, precio alto WTI y precio bajo WTI. El precio de venta de la electricidad al mercado mayorista se estableció en el MRS 1 (caso base WTI), MRS 2 (precio alto WTI) y MRS 3 (precio bajo WTI). 16 Tomando en cuenta el costo por servidumbre, costo de un circuito dedicado en 46 kV, subestación, solicitudes de interconexión y la construcción de la planta, se estima un total de US$ 39,947,680.84 para la planta de 10 MW en San Vicente y de US$ 80,400,861.67 para la planta de 20 MW en Chinameca. Considerando el escenario que ambas plantas se conectan en 115 kV (para propósitos de comparación), se estima un total de US$ 43,012,954.94 para la planta de 10 MW y de US$ 81,552,791.91 para la planta de 20 MW. Se hicieron doce casos dependiendo de la combinación de la proyección de los precios y de la tasa de interés y el costo de operación y mantenimiento. Por ejemplo: venta de 10 MW a distribuidora (46 kV) para caso base de WTI, para el caso el caso de precio alto WTI y para el caso de precio bajo WTI. Se hizo lo mismo para la venta de 20 MW a la distribuidora (46 kV). También se hizo el cálculo de la venta de 10 MW al mercado mayorista (115 kV) para caso base de WTI, caso precio alto WTI, caso precio bajo WTI. Por último se hizo el cálculo de la venta de 20 MW al mercado mayorista (115 kV) para caso base de WTI, caso precio alto WTI y caso precio bajo WTI. En base a ello se compararon los resultados de todos los casos, escogiendo los resultados más satisfactorios. Conectar un proyecto de 10 MW a la red de una distribuidora puede arrojar valores de TIR desde 4.5% hasta 34.2%. Conectar un proyecto de 20 MW a la red de una distribuidora puede arrojar valores de TIR desde 14% hasta 33.9%. Se descartan los casos de proyección de precio alto WTI por dar valores de TIR demasiado altas, precio bajo WTI por dar TIR negativas y se utiliza la de caso base por ser más conservadora. Se escoge la TIR del proyecto de 10 MW en San Vicente (DELSUR) que es de 13.5%, mientras que la TIR del proyecto de 20 MW en Chinameca (EEO) es de 13.3%. Además, en el caso de considerar que las plantas se conecten al mercado mayorista (115 kV), se escoge la TIR de 11.3% para la planta de San Vicente y de 15.3% para la planta de Chinameca. Verificando con ello, que conectar una planta en la red de subtransmisión puede ser muy similar de rentable que conectarla en 115 kV. 17 Objetivo General Evaluar la factibilidad técnico económico de conectar nuevas plantas geotérmicas a las redes de subtransmisión de las Empresas Distribuidoras. Objetivos Específicos a) Esquematizar un cambio en el modelo de negocio, dejando de vender electricidad en el mercado mayorista para pasar a la venta directa a las Empresas Distribuidoras. b) Determinar si las redes de subtransmisión cercanas a las futuras plantas geotérmicas tienen capacidad de absorber potencia adicional. c) Cuantificar el monto de la inversión para la conexión en redes de Distribución. d) Hacer una evaluación financiera de un proyecto tipo. e) Elaborar un procedimiento con los pasos principales que cualquier generador debe seguir para conectarse en redes de subtransmisión. 18 CAPÍTULO I. Mercado Mayorista de Electricidad 1.0 Antecedentes del mercado eléctrico Los generadores venden su electricidad principalmente en el mercado mayorista de electricidad, sin embargo unos pocos la venden directamente en las redes de las Distribuidoras. A continuación se presenta un resumen de los aspectos más importantes del mercado mayorista de El Salvador. El sector de generación de energía tiene características de mercado de competencia. Los sectores de transmisión y distribución de energía tienen características de monopolio natural (tal como el suministro de agua potable), por lo que el Estado regula las tarifas y sus mecanismos de financiamiento. En la Figura 1 se muestra un esquema de los diferentes participantes de un sistema de potencia. Figura 1. Esquema básico de un sistema de potencia. [Recuperado de: (Nájera, C. 2018), Fundamentos de Ingeniería Eléctrica, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] El sector eléctrico del país está compuesto por distintos agentes los cuales conjuntamente integran el Mercado Mayorista de Energía. Estos agentes pueden ser de características públicas o privadas y que tienen funciones específicas en un mercado con reglas bien definidas. 1.1 Modelo basado en costos A partir del 1 de agosto de 2011 comienza a operar el modelo basado en costos en el país. El modelo de mercado mayorista del país se basa en el Reglamento de Operación del Sistema de Transmisión y del Mercado Mayorista Basado en Costos de Producción (ROBCP), complementado con la obligación de que las distribuidoras suscriban Contratos de Largo Plazo (CLP) para el suministro de potencia y energía. El Mercado Basado en Costos de Producción está compuesto por dos grandes áreas de negocios: El Mercado de Contratos y El Mercado Regulador del Sistema (oportunidad o spot). Los Participantes de Mercado (PM) del Mercado Mayorista de electricidad en el país son: Generador, Transmisor, Distribuidor, Comercializador, Usuario Final. Además de considerar el Operador de Mercado (UT), Ente Regulador (SIGET) y el Emisor de Políticas (CNE). 19 1.1.1 Generadores Los generadores en El Salvador producen electricidad en base a distintas fuentes: hidroeléctrica, geotérmica, biomasa, fotovoltaico y derivados de petróleo. Los generadores inyectan su electricidad en las redes de El Transmisor. La capacidad instalada de todos los generadores que participan en el mercado mayorista de electricidad es de 2 GW y se reparte dependiendo del tipo de tecnología en térmico, hidroeléctrico, biomasa, geotérmico y fotovoltaico (Tabla 1). Capacidad instalada 2019 MW % Térmico 757.10 37.8% Hidroeléctrico 552.70 27.6% Biomasa 293.60 14.7% Geotérmico 204.40 10.2% Fotovoltaico 194.00 9.7% Total 2,001.80 100.0% Tabla 1. Capacidad instalada de generadores. [Fuente: SIGET] La evolución de esa capacidad instalada ha tenido como protagonistas en los últimos cinco años a la biomasa y al fotovoltaico (Figura 2). Figura 2. Evolución de la capacidad instalada de generadores. [Fuente: SIGET] a) La capacidad instalada hidro en el año 2000 era de 394.7 MW, en el año 2007 se incrementó a 472 MW y en el año 2017 tuvo otro incremento hasta llega a 552.7 MW. El incremento porcentual en hidro desde el año 2000 es de 40% en su capacidad instalada. b) La capacidad instalada geotérmica en el año 2000 era de 161.2 MW, en el año 2007 se incrementó a 204.4 MW, valor que ha mantenido hasta la fecha. El incremento porcentual en geotérmica desde el año 2000 es de 26.8% en su capacidad instalada. c) La capacidad instalada térmica en el año 2000 era de 450.4 MW, en el año 2007 era de 635.4 MW y actualmente es de 757.1 MW. El incremento porcentual térmica desde el año 2000 es de 68.1% en su capacidad instalada. 20 d) El país no contaba con capacidad instalada de biomasa en el año 2000, pero en 2007 ya se tenía con 60 MW y actualmente es de 293.6 MW. El incremento porcentual de biomasa desde el año 2007 es de 389% en su capacidad instalada. e) El país no contaba con capacidad instalada fotovoltaica en el año 2000. Actualmente es de 194 MW. El incremento porcentual fotovoltaico desde el año 2017 es de 223% en su capacidad instalada. f) La capacidad instalada eólica se considera a partir de 2020, con un valor de 54 MW. El incremento de la capacidad instalada en biomasa, fotovoltaica y eólica se ha debido a las licitaciones que ha promovido el CNE en los últimos diez años. La inyección de electricidad por parte de los generadores suele variar a lo largo del año. Por ejemplo y conforme los datos del sitio web de la Unidad de Transacciones (UT), la producción de electricidad de los generadores el 20 de octubre de 2020 (Figura 3), estuvo repartida en Hidroeléctrica (46%), Geotérmica (21%), Térmica (13%), Importación Guatemala (12%), Fotovoltaica (8%) y Biomasa (0%). Figura 3. Inyección de electricidad octubre 2020. [Fuente: elaboración propia con datos de UT] Sin embargo en una fecha distinta, la producción de electricidad es un tanto diferente. En la Figura 4, se compara la producción de electricidad entre el 20 de octubre de 2020 y el 27 de enero de enero de 2021. 21 Figura 4. Producción de electricidad en fechas diferentes (MWh). [Fuente: elaboración propia con datos de UT] a) El hidro tiene una disminución en enero en vista que enero pertenece a los meses secos. b) El fotovoltaico tiene una mayor inyección en enero, es probable que sea porque no se tiene tanta nubosidad como en octubre. c) El eólico no estaba en operación en octubre. d) La variación del geotérmico no es significativa al compararla con los demás generadores. e) Enero pertenece a temporada de zafra y por tanto se dispone de bagazo de caña para la biomasa. f) El térmico disminuye su aporte, en vista de la mayor presencia de renovables no convencionales. Los intercambios con Guatemala y Honduras (importación), también varían dependiendo de la mayor presencia de generadores renovables no convencionales y la biomasa. Esto pone en evidencia la fuerte competencia que existe entre todos los generadores, su variación que se debe al tipo de tecnología de cada uno y su deseo por mantenerse en el mercado mayorista. El factor de utilización de los generadores (SIGET, Boletín de Estadísticas Eléctricas, 2019), que se muestra en la Tabla 2, muestra dos meses del año (enero y agosto), donde la utilización de las plantas es distinto. Enero es un mes de le época seca del año, mientras que agosto ya pertenece a la época de lluvias del año. 22 Plantas generadoras enero junio Ahuachapán 85% 85% Berlín 85% 93% Central Izalco 95% 0% Ingenio Chaparrastique 97% 0% Holcim 51% 55% Talnique 28% 53% Guajoyo 21% 8% Cerrón Grande 24% 14% 5 de Noviembre 19% 30% 15 de Septiembre 14% 37% Hilcasa 31% 0% Termopuerto 19% 50.6 Antares 19% 19% Tabla 2. Factor de utilización de las plantas generadoras. [Fuente: SIGET] a) Las dos plantas geotérmicas tienen el factor de utilización más alta de todas; ya que superan el 85%. b) Las plantas de biomasa (ingenios azucareros) pueden llegar a tener factores de utilización por encima del 95%, pero solo en un mes ya que en el otro no tienen bagazo de caña para operar (zafra). c) Las plantas térmicas pueden tener factor por encima del 51%, ya que deben operar más horas para cubrir a otro generador (sobre todo al hidroeléctrico), pero también pueden bajar su factor a 28% cuando se dispone de más generadores. d) Las plantas hidroeléctricas pueden llegar a tener factores de hasta 30%, pero están supeditadas al régimen de lluvias y mantenimientos que las afecta. e) Las plantas fotovoltaicas llegan a tener un factor de 19%, esto se debe a que solo operan una fracción de horas diurnas e inclusive se ven afectadas por nubosidades y lluvias. 1.1.2 El Transmisor (ETESAL) El propietario y responsable del mantenimiento y expansión del sistema de transmisión es la Empresa Transmisora de El Salvador (ETESAL). Toda la red de transmisión salvadoreña, incluyendo las interconexiones con Guatemala y Honduras, son propiedad de ETESAL. Posee instalaciones destinadas al transporte de energía eléctrica en redes de alto voltaje (115kV). El Sistema de Transmisión cuenta 40 líneas de transmisión a 115 kV, con una longitud total de 1,072.48 km, y cuatro líneas a 230 kV dos de ellas para interconectarse con Guatemala y Honduras, y dos líneas de refuerzos internos, con una longitud total de 284 km, y 4 tramos de la línea SIEPAC (Figura 5). 23 Figura 5. Red de ETESAL. [Fuente: ETESAL] 1.1.3 Distribuidoras Estas empresas son las entidades poseedoras y operadoras de instalaciones, cuya finalidad es la entrega de energía eléctrica en redes de bajo voltaje. Las Empresas Distribuidoras en el país son: CAESS, DELSUR, AES-CLESA, EEO, DEUSEM, EDESAL, B&D y ABRUZZO. En la Tabla 3, se muestra los datos técnicos principales de las Distribuidoras1. DATOS CAESS DELSUR CLESA EEO DEUSEM EDESAL Área servida (km2) 4,627.6 4,989.0 5,175.4 6,504.8 1,584.0 275.0 No de abonados 613,740 403,356 422,532 322,653 84,336 18,367 Kms de línea 11,072 10,745 11,519 13,387 2,737 327 Pérdidas 10.02% 9.1% 10.81% 13.28% 14.00% 3.82% Tabla 3. Datos generales de las Empresas Distribuidoras. [Fuente: SIGET] En la Figura 6, se muestra el área de operación de las principales distribuidoras del país. Vale mencionar que exceptuando a DELSUR, las otras cuatro forman parte del Grupo AES. 1 Boletín de Estadísticas Eléctricas año 2019 (SIGET) 24 Figura 6. Empresas distribuidoras. [Fuente: SIGET] 1.1.4 Comercializador Estos agentes hacen transacciones de compra venta de energía a nivel regional para satisfacer demandas de algunos otros agentes, como los usuarios finales. Los comercializadores también están sujetos al Reglamento del Mercado Regional de Electricidad entre los países centroamericanos, así como a la normativa nacional. 1.1.5 Operador de Mercado (UT) Para que exista una coordinación entre los Participantes de Mercado (PM) se requiere la participación de un Operador de Mercado, que ejecuta las acciones necesarias y realiza las conciliaciones económicas que resultan de las transacciones entre los PM. Se conoce como Unidad de Transacciones (UT) y es una sociedad anónima creada en la Ley General de Electricidad (LGE) que tiene por objeto la operación del sistema de transmisión y la operación del mercado mayorista de energía eléctrica. 1.1.6 Ente Regulador (SIGET) La Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET) es el Ente Regulador y es una institución autónoma de servicio público, con competencias para la aplicación de leyes y reglamentos que rigen el sector eléctrico y telecomunicaciones. 1.1.7 Emisor de Políticas (CNE) El Consejo Nacional de Energía (CNE) es la autoridad superior, rectora y normativa en materia de política energética. Tiene por finalidad el establecimiento de la política y estrategia que promueva el desarrollo eficiente del sector energético. 1.2 Demanda nacional de electricidad Conforme los datos del sitio web de la UT, el promedio de la demanda del año 2015 fue 525.87 MWh, el promedio del año 2016 fue 529.27 MWh, el promedio del año 2017 fue 528.62 MWh, el promedio del año 2018 fue 534.94 MWh y el promedio del año 2019 fue 530.16 MWh. La variación promedio de esos cinco años es de 0.2%, es decir la variación no es significativa. La demanda eléctrica prácticamente se mantiene constante y no crece. (Figura 7). En el caso del año 2020, la disminución es producto de la pandemia. 25 Figura 7. Variación de la demanda 2015-2020. [Fuente: elaboración propia con datos de UT] En la Figura 8, se hace una comparación del crecimiento de la capacidad instalada del parque generador y el crecimiento de la demanda. Se aprecia que la capacidad instalada ha venido incrementando significativamente, pero la demanda se mantiene en más o menos los mismos valores en los últimos cinco años. Figura 8. Comparación de capacidad instalada y demanda MW. [Fuente: SIGET] El hecho que la demanda se mantiene sin crecimiento significativo, hace que no todos los generadores puedan ingresar o participar en el mercado mayorista. Así que se vuelva una barrera de entrada para cualquier nuevo generador o desarrollador de proyecto. 1.3 Licitación de contratos de largo plazo En el sitio web www.cne.gob.sv del CNE se encuentran las licitaciones que desde el año 2012 ha promovido, con el propósito de incrementar la capacidad instalada de generadores de electricidad en base a energías renovables no convencionales y de gas natural. Las licitaciones han sido llevadas a cabo por las Empresas Distribuidoras. A diferencia de la demanda, la capacidad instalada si ha tenido incrementos y esto producto de licitaciones. http://www.cne.gob.sv/ 26 En el Informe de Rendición de Cuentas del CNE del año 2017 se encuentra las empresas adjudicadas (CNE, Rendición de Cuentas, 2017). En la Tabla 4, se muestra tales licitaciones, la potencia, tipo de tecnología, empresas adjudicadas y período de contratación. Licitación Potencia Tecnología Empresas Período DELSUR-CLP- 001-2012 350 MW Gas Natural Energía del Pacífico 20 años DELSUR-CLP- RNV-001-2013 100 MW Fotovoltaica Providencia Solar y Neoen (Antares, Spica, La Trinidad) 20 años CAESS-CLP- RNV-001-2013 15 MW Fotovoltaica, Biogás y PCH Repartido en 18 empresas 15 años DELSUR-CLP- RNV-1-2016 170 MW Fotovoltaica y eólico Ventus, Capella Solar, Ecosolar, Sonsonate 20 años DELSUR-CLP- RNV-1-2018 28 MW Fotovoltaico y biogás Potenza, IMFICA, Universidad Gerardo Barrios, Renig, Agrocampestre 15 años Tabla 4. Licitaciones promovidas por el CNE. [Fuente: elaboración propia con datos de CNE] 1.4 Precio del mercado Las inyecciones de electricidad en el mercado mayorista se reconocen al valor del MRS, pero a nivel de distribución se utiliza el Precio de la Energía a Tarifa PET. El MRS se origina en el Reglamento de Operación del Sistema de Transmisión y del Mercado Mayorista Basado en Costos de Producción (ROBCP (UT, Unidad de Transacciones, 2019)), donde establece el despacho de generación basado en los costos variables de producción de cada generador. Mientras que el segundo es regulado por la SIGET y se cobra a cada tipo de usuario final. 1.4.1 MRS El modelo de mercado de costos que actualmente se utiliza en El Salvador, permite que la Unidad de Transacciones (UT), realice el despacho de los generadores que sean necesarios para suplir la demanda en base al costo variable. Algunas consideraciones sobre los costos variables son: a) El costo variable es aquel costo necesario para operar y mantener una unidad generadora y que depende de la cantidad de energía producida. b) Para los generadores térmicos el cálculo está basado en el precio de combustible promedio mensual (de fuel Oil #6 o diésel, según el caso) correspondiente al mes inmediatamente anterior. c) Para generadores geotérmicos se realizan cálculos para determinar la disponibilidad de vapor, de su tasa de indisponibilidad forzada y de su mantenimiento programado, determinándose un valor económico. d) Para generadores hidroeléctricos se realizan cálculos para determinar el valor de oportunidad futuro del agua en los embalses, en base a la aleatoriedad hidrológica, su tasa de indisponibilidad forzada y de su mantenimiento programado. 27 e) El costo variable de las unidades generadoras que se basan en el uso de energía renovable no convencional es igual a cero, salvo las excepciones que apliquen a generación con base en biomasa. El costo de producción de un MWh está formado por dos componentes: a) Los costos variables combustibles (CVC) dados en gal/MWh. Los costos variables combustibles (CVC) están relacionados directamente con el consumo específico de combustible para la generación de energía eléctrica. Los costos variables combustibles están relacionados con los costos de operación vinculados a la operación mecánica, eléctrica y química del equipamiento de generación, así mismo se incluyen los costos de mantenimiento. b) Los costos variables no combustibles (CVNC) dados en $/MWh. Estos costos son costos fijos que el operador debe asumir que no tiene relación con el combustible. Con los costos variables de producción de todas las unidades generadoras, se crea una lista de mérito con la cual se realiza el despacho económico. Los generadores son despachados en el orden de mérito establecido por el costo variable de operación de cada uno. Comienza con el menor y termina con el máximo hora a hora y siempre y cuando se abastezca la demanda correspondiente. Los primeros en ser despachados suelen ser biomasa, fotovoltaico, luego el geotérmico, hidro hasta llegar al térmico que refleja el costo variable de comprar en base al costo del barril del petróleo. En la Figura 9, se muestra la lista de mérito de despacho según la declaración del costo variable de cada generador. Los primeros son generadores con biomasa y fotovoltaico. Le sigue el geotérmico, luego las plantas hidroeléctricas y en adelante todas las plantas térmicas. 28 Figura 9. Lista de mérito. [Recuperado de: (Nájera, C. 2018), Fundamentos de Ingeniería Eléctrica, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] Si al costo marginal se le suma los Cargos del Sistema CSIS, se le conoce como precio MRS. El MRS varía hora a hora; ya que la demanda varía hora a hora. En la Figura 10, se muestran los valores promedio anuales del MRS y su respectiva variación desde 2007 hasta 2020. Este es un período de 14 años, en el cual al obtener el promedio simple es de US$124.08/MWh. Figura 10. Variación del precio MRS 2007 a 2020. [Fuente: elaboración propia con datos de UT] a) En el año 2008 tuvo un crecimiento del 37.1% en relación al 2007. b) En el año 2009 se redujo un 3% y se mantuvo similar en 2010. c) En el año 2011 experimentó otro crecimiento del 31.6%. 29 d) En el año 2012 volvió a tener otro crecimiento del 15.2%. Los incrementos que experimentó el MRS entre los años 2008 a 2012, se debieron a la crisis económica de los Estados Unidos en 2008 y al fuerte incremento en los precios internacionales del petróleo. e) En el año 2013 tuvo una disminución del 8.6%, luego en el 2014 otro 6.4%. f) En el año 2015 sufrió una disminución significativa del 36.3%, seguida de otra disminución del 22% en el 2016. g) En 2017 experimentó un crecimiento del 11.7%, luego en el 2018 otro del 23.6%. h) En 2019 tuvo una disminución del 5.4% y en 2020 una disminución significativa del 34.4%. El valor máximo en el mismo período fue de US$ 191.58/MWh y el valor mínimo de US$ 69.80/MWh. En el 2020 la disminución del precio se debió a la pandemia del Covid-19. La alta dependencia de los generadores térmicos, que utilizan como combustible derivados del petróleo, que suelen ser las que marginan y establecen los precios del MRS, hacen que estos sigan las tendencias en el precio del barril del crudo. Tomando los datos del sitio web de la Administración de Información de Energía de los Estados Unidos https://www.eia.gov/dnav/pet/hist/RCLC1D.htm, en particular para los contratos a futuro del precio del crudo desde el año 2007 al 2020, se muestra la variación de este en la Figura 11. Figura 11. Variación del precio del barril del petróleo 2007 a 2020 [Fuente: elaboración propia con datos de www.eia.gov] Es de notar el incremento del mismo para el año 2008 debido a la crisis inmobiliaria en Estados Unidos. Por otro lado en el año 2015 experimentó otra disminución significativa. En el año 2020 llegó a valores negativos producto de la pandemia del COVID-19. Obteniendo los valores promedio anual del precio del petróleo desde el año 2007 al 2020 y comparando su tendencia con el MRS, se observa en la Figura 12, que el MRS sigue la tendencia en el comportamiento del barril de crudo. Obviamente si el precio del crudo se incrementa, también lo hace el MRS y si disminuye el MRS le sigue. https://www.eia.gov/dnav/pet/hist/RCLC1D.htm 30 Figura 12. Precio del barril de crudo y MRS 2007 a 2020. [Fuente: elaboración propia] 1.4.2 Precio de la Energía a Tarifa PET Este precio está constituido de tres componentes: Componente de energía, componente de Cargos del Sistema (CSIS) y Componente de capacidad o potencia. a) Componente de Energía La demanda paga la energía que consume hora a hora. Remunera al generador sus costos variables de generación (Costos variables combustibles y no combustibles). Este componente representa aproximadamente el 85% del precio de la energía. b) Componente de Cargos del Sistema CSIS La demanda paga servicios auxiliares, perdidas del sistema así como el servicio a la UT y SIGET. Representa aproximadamente el 7% del precio de la energía. Los Cargos del Sistema CSIS que deben ser trasladados directamente a la demanda pueden clasificarse de la siguiente manera: • Cargo por Actualización del Registro en la SIGET. • Cargo por administración del Mercado Mayorista. • Cargo por Uso de Sistema de Transmisión. • Pérdidas de Transmisión • Cargos asociados con Servicios Auxiliares: Regulación de Voltaje y aportes de energía reactiva, Arranque en Cero Voltaje, Reserva Fría por Confiabilidad, etc. c) Componente de Capacidad o Potencia La demanda paga la potencia que los generadores pueden aportar en condiciones críticas. Remunera al generador los costos de inversión y costos fijos de operación. Representa aproximadamente el 8% del precio de la energía. El valor por capacidad está fijado en US$ 7.8 /kW–mes2, es cual está basado en una maquina ideal. Este pago se revisa anualmente. (SIGET, Boletín de Estadísticas Eléctricas, 2019). 2 Boletín de Estadísticas Eléctricas año 2019 (SIGET) 31 En el Acuerdo de SIGET No. 495-E-2011 se describe la metodología de traslado de los precios ajustados de la energía a las tarifas de energía eléctrica de los usuarios finales. (SIGET, Metodología de Traslado de los Precios Ajustados de la Energía Eléctrica de los Usuarios Finales SIGET No. 495- E-2011, 2011). El precio ajustado de la energía entra en vigencia los días 12 de los meses de enero, abril, julio y octubre. En la Figura 13, se muestra el promedio de los Precio de la Energía a Tarifa PET por parte de las Distribuidoras desde el año 1999 hasta el 2020. Figura 13. Precios promedios históricos de venta a usuarios finales. [Fuente: elaboración propia con datos de SIGET] a) El valor del PET en el año 2000 fue de US$ 0.1042/kWh. Entre el año 2000 y el año 2006 el PET no tuvo mucha variación. b) En el año 2007 tuvo un incremento del 10.8% y en el año 2008 de 6.7%. c) En el año 2009 disminuyó 1.6%, pero en 2010 experimento un crecimiento significativo del 29.9%. El valor del PET para el año 2010 fue de US$ 0.1792/kWh d) En el año 2011 tuvo un crecimiento del 1.7%, pero en 2012 experimentó otro fuerte incremento del 25.6%. El valor del PET alcanzó el valor de US$ 0.2289/kWh. Esto es debido al incremento en los valores del MRS. e) Entre los años 2013 y 2014 las variaciones fueron mínimas. f) En el año 2015 experimentó una disminución significativa de 16.9%. En el año 2016 tuvo otra disminución significativa de 19.8%. El PET en 2016 fue de US$ 0.1533/kWh. Esto refleja la disminución en el MRS. g) En el año 2017 experimentó un crecimiento del 13.2%, en el 2018 de 9.3% y en el 2019 de 7.3%. El PET alcanzó el valor de US$ 0.2035/kWh. h) En el año 2020 disminuyó producto de la pandemia en 41.3%. El PET fue de US$ 0.1194 Al comparar los valores del MRS y del PET en la Figura 14, se aprecia que el PET sigue la tendencia del MRS. 32 Figura 14. MRS y PET. [Fuente: elaboración propia] 1.5 Esquema de negocio venta a Distribuidora 1.5.1 Venta al mercado mayorista Los generadores que participan en el mercado mayorista, pueden vender su electricidad y percibir ingresos en al menos una de las siguientes modalidades: a) Venta al MRS. b) Venta mediante Contratos de Largo Plazo (mediante licitaciones). c) Venta mediante contratos bilaterales (con Comercializadores o Distribuidoras). El mercado mayorista de electricidad está conformado por contratos a largo plazo (CLP) y contratos bilaterales y el mercado regulador del mercado (MRS). Es así como los generadores reparten su potencia entre los contratos a largo plazo (CLP) con las Empresas Distribuidoras o Comercializadoras, contratos bilaterales y/o vender cualquier excedente al MRS (Figura 15). Figura 15. Funcionamiento del Mercado Eléctrico. [Recuperado de: (Nájera, C. 2018), Fundamentos de Ingeniería Eléctrica, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] En el Mercado de contratos, el precio de esta energía se define mediante procesos de licitación de libre concurrencia y es el Ente Regulador (SIGET) quien define el precio techo en cada licitación. Estos contratos son financieros y su propósito es garantizar el suministro de energía a la demanda. 33 El MRS está basado en costos de producción, permite comercializar la energía a precios variables, los que dependen de factores propios del sector como: demanda nacional, tasas de indisponibilidad, potencias máximas de cada central, entre otros. El precio de esta energía lo define la unidad marginal hora a hora. Los generadores inyectan su electricidad en las redes que son administradas por ETESAL. La electricidad llega a las subestaciones que conecta la red de Transmisión (115 kV) con las Empresas Distribuidoras y estas las hacen llegar a los consumidores finales mediante las redes de subtranmisión. 1.5.2 Mayor competencia en el mercado mayorista Actualmente se tiene una mayor capacidad instalada que hace cinco años. Producto de las licitaciones, se tiene mayor presencia de generadores fotovoltaicos y eólico que se convierten en competencia directa para cualquier otro generador existente o en desarrollo. Considerando que el crecimiento de la demanda es mínimo, entonces todos los generadores pelean por una porción del pastel y los más eficientes pueden permanecer más tiempo en el mercado y mejorar sus ingresos. De hecho, la presencia de más generadores en el mercado mayorista, está haciendo que en horas de baja demanda, se les pueda restringir la generación a más de uno de ellos. Esto afecta a todos los generadores. Conforme un estudio que la UT realizó, en el caso que las fuentes renovables superen el 40% de la matriz energética. Esta generación renovable podrá cubrir completamente la carga en momentos de alta producción y de baja carga (vacaciones, fines de semana, etc.) o inclusive superar la demanda. El estudio no hace recomendaciones sobre la energía geotérmica, pero hace mención que la UT podría reducir la generación de fuentes renovables en casos particulares como los mencionados en el párrafo anterior y por tanto afectar la generación geotérmica. (UT, Estudio de impacto en la reserva rodante operativa por la inclusión de unidades generadoras renovables no convencionales en el sistema, 2019). En la Figura 16, se muestra el despacho de los generadores para un día domingo, donde se tiene baja demanda (510 hasta 530 MW en las primeras 10 horas del día), pero se tiene una oferta entre 510 hasta 570 MW (incluyendo intercambios con Guatemala), por lo cual se observa que el precio CMO llega a tener valores tan bajos como US$ 3/MWh. Es decir que se tiene exceso de oferta (UT, Unidad de Transacciones, 1999). 34 Figura 16. Predespacho 10 enero 2021. [Fuente: UT] En este caso se cuenta con un generador eólico (Ventus) inyectando 36 MW, los generadores fotovoltaicos pueden llegar a inyectar en horas pico del día hasta 156 MW, los generadores de biomasa (ingenios azucareros) también pueden inyectar 143 MW. Estos generadores se les conoce como generadores renovables no convencionales (GRNC). 1.5.3 Esquema de venta a distribuidora Cualquier desarrollador de proyecto, nuevo generador o generador actualmente en operación, debe plantearse alternativas para participar en el mercado de electricidad. La primera alternativa para nuevas plantas es la de inyectar su electricidad en el mercado mayorista, pero se pueden analizar otras alternativas, como conectarse directamente a una red de subtransmisión, para lo cual se cambia el modelo de negocio y por lo mismo se vuelve necesario analizar las ventajas técnicas y económicas correspondientes. La conexión directa a una red de subtransmisión de un distribuidor, implica estar más cerca de la demanda, tener equipos para operar en redes de 23 o 46 kV, probablemente montar circuitos dedicados a subestaciones más retiradas del punto de producción de electricidad y negociar directamente con los distribuidores. Esta no es la única alternativa, pero ante la posibilidad que se restringa la generación de los productores actuales por lo antes mencionado, se debe analizar cualquier otra posibilidad para mantenerse generando y produciendo ingresos económicos. Si el generador es geotérmico tendrá la ventaja que su producción de electricidad es las 24 horas del día y los 7 días de la semana. Esto le da una ventaja competitiva. Sin embargo, actualmente quienes están conectados directamente a redes de subtransmisión son generadores con tecnología de biomasa y pequeñas centrales hidroeléctricas. 35 Para conectarse en las redes de subtransmisión, se tienen que seguir los procesos requeridos para su conexión, estudio de factibilidad, estudio de armónicos o fallas en la red, construcción de un circuito dedicado (en el peor de los casos), estimar la inversión correspondiente, obtención de permisos y por supuesto la negociación directa con el distribuidor para saber si este está interesado y el precio sobre el cual se acuerde la compra venta de la electricidad. En la Figura 17, se muestra de manera general lo que se tiene que llevar a cabo para pactar un contrato de compra venta de electricidad con una Distribuidora. Figura 17. Esquema de venta a Distribuidora. [Fuente: elaboración propia] Estudio de factibilidad y de interconexión Inversión (incluye construcción de circuito dedicado en 23 o 46 kV) Precio de compra venta Estudio de rentabilidad 36 CAPÍTULO II. Geotermia y otras fuentes renovables 2.0 Geotermia GEO significa Tierra y THERMOS, significa calor, por tanto Geotermia es el calor de la Tierra. La geotermia o calor de la tierra, es un fenómeno natural asociado a sistemas volcánicos activos. Por su conformación también se conoce como sistema hidrotermal, el cual aunque no está conectado directamente a la cámara magmática del volcán, es producto del calor proveniente de ésta. El calor de la tierra es transmitido a través de la corteza terrestre hacia la superficie a través de: a) Conducción (depende del grosor de la corteza). b) Convección del agua (depende de la permeabilidad y contenido de agua de las formaciones). c) Flujo de lava hacia la superficie. El gradiente geotérmico varía de lugar en lugar. El promedio es aproximadamente de 30°C/km. Los sistemas geotérmicos pueden encontrarse en regiones, con un gradiente geotérmico normal o levemente superior, especialmente en regiones alrededor de los márgenes de placas tectónicas (Figura 18), donde el gradiente geotérmico puede ser significativamente más alto que el valor promedio. En el primer caso, los sistemas se caracterizarán por bajas temperaturas, normalmente inferiores a 100°C, a profundidades económicamente alcanzables (2-3 km); en el segundo caso las temperaturas podrían cubrir un amplio rango, desde bajas hasta muy altas e incluso sobre 400°C. Figura 18. Cinturón de fuego y placas tectónicas. [Fuente: USGS] Un sistema geotérmico puede ser descrito esquemáticamente como ¨agua convectiva en la corteza superior de la Tierra la cual, en un espacio confinado, transfiere calor desde una fuente de calor hasta una abertura de calor, usualmente la superficie libre” (Hochstein, 1990). Por tanto, un sistema geotérmico está constituido por 3 elementos principales: una fuente de calor, un reservorio y un fluido, el cual es el medio que transfiere el calor. El reservorio es un volumen de rocas calientes permeables del cual los fluidos circulantes extraen el calor. Generalmente el reservorio está cubierto por rocas impermeables y está conectado a un área de 37 recarga superficial a través de la cual el agua meteórica puede reemplazar los fluidos que se escapan del reservorio a través de las fuentes termales o que son extraídos mediante pozos. El fluido geotermal es agua en la mayoría de los casos de origen meteórico, ya sea en la fase líquida o en la fase vapor, dependiendo de su temperatura y presión. Esta agua a menudo contiene sustancias químicas disueltas, elementos importantes a estudiar como el Sodio (Na), Potasio (K), Calcio (Ca), Arsénico (As), Boro(B), Sílice (SiO2), carbonatos (CO3), bicarbonatos (HCO3), Cloruro (Cl-) y gases tales como Dióxido de Carbono C02 y Ácido Sulfhídrico H2S, etc. La Figura 19, es una representación muy simplificada de un sistema geotérmico ideal Figura 19. Sistema geotérmico. [Recuperado de: (Monterrosa, M. 2019), Energía Geotérmica, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] La caracterización de un reservorio se obtiene con estudios: geológicos, geoquímicos y geofísicos. a) Estudio geológico estructurales: consiste en el mapeo de los estratos o capas geológicas, las unidades de rocas y los tipos de rocas. En el caso de áreas volcánicas, se mapea también el tipo de volcanismo y los materiales volcánicos eruptados. También se pueden hacer análisis petrográficos y mineralógicos, dataciones, inclusiones fluidas. b) Estudios geoquímicos: consiste en determinar el origen y composición de aguas y gases de fuentes y manifestaciones termales (liquidas y gaseosas), calcular por geotermómetros la temperatura del acuífero de origen, determinar procesos que ocurren dentro de los reservorios y determinación de zonas de recarga y patrones de circulación de fluidos. c) Estudios geofísicos: se consigue determinar y evaluar los principales cambios en los parámetros físicos de los sistemas geotermales, realizando estudios de Sísmica, Gravimetría, Magnetotelúrica, Resistividad eléctrica, entre otros. Con esta información se establece la presencia de posibles reservorios, determinar los limites o fronteras laterales y verticales de los existentes y aportar criterios para la selección de objetivos de perforación. Las principales variables físicas que se miden son: resistividad eléctrica, susceptibilidad magnética, densidad, propiedades elásticas por ondas sísmicas, etc. 38 A la integración detallada de toda la información que se disponga de un sistema geotérmico se le conoce como Modelo Conceptual preliminar, hasta este punto; el cual se enriqueces con la información que se obtiene en la fase de perforación. El modelo conceptual es muy útil para determinar el comportamiento del sistema geotérmico, para ubicación de sitios de perforación, programas de perforación, elaboración de modelos de simulación. Debe incluir la geología superficial, la geoquímica, la geofísica y los datos de los pozos que estén disponibles. En la Figura 20, se representa un modelo de un campo geotérmico, donde los pozos perforados atraviesan la capa sello que protege el reservorio, para alcanzar el recurso geotérmico con la temperatura esperada para que sea extraído y utilizado en la producción de electricidad o usos directos. Se presenta el movimiento del fluido geotérmico y la resistividad de acuerdo con la profundidad. Figura 20. Reservorio. [Recuperado de: (Monterrosa, M. 2019), Energía Geotérmica, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] En el año 2019, la capacidad instalada geotérmica en el mundo fue de 13.9 GW3 (Figura 21). 3 https://public.tableau.com/profile/irena.resource#!/vizhome/shared/95WRT28B4 39 Figura 21. Capacidad instalada geotérmica mundial. [Fuente: IRENA] Estados Unidos es el país con la mayor capacidad instalada geotérmica con 2.5 GW, le siguen Indonesia con 2.1 GW, Filipinas con 1.9 GW, Turquía con 1.5 GW, etc. (Tabla 5). País Capacidad (MW) Estados Unidos 2,555.30 Indonesia 2,130.50 Filipinas 1,928.10 Turquía 1,515.00 México 951.00 Nueva Zelanda 941.00 Italia 824.00 Kenia 823.00 Islandia 755.60 Japón 533.00 Costa Rica 207.00 El Salvador 204.00 Nicaragua 155.00 Rusia 78.00 Papua Nueva Guinea 53.00 Tabla 5. Capacidad geotérmica por país en 2019. [Fuente: IRENA] Para el caso de El Salvador, los fenómenos geotérmicos se encuentran a lo largo y ancho de la cadena volcánica que atraviesa el país, desde la zona de Ahuachapán hasta el volcán de San Miguel y Conchagua, formando lo que comúnmente se conoce como campos geotérmicos, entre los cuales se pueden mencionar: Los Ausoles de Ahuachapán, El Tronador en Berlín, Los Infiernillos en San Vicente (Figura 22), La Viejona en Chinameca, entre otros. Este fenómeno natural ha logrado ser industrializado en muchos países del mundo, para distintas actividades productivas y económicas, tales como grandes centros turísticos, bombas de calor, secado de café, deshidratado de frutas, producción alimenticia y especialmente para la producción de energía eléctrica. 40 Figura 22. Fumarola en los Infiernillos en San Vicente [Fuente: elaboración propia] 2.1 Usos Directos El diagrama que divide las aplicaciones geotérmicas dependiendo de su aplicación (también conocidos como usos directos) se conoce como diagrama de Lindal (Figura 23). Muestra que para temperaturas menores a 90°C, las aplicaciones pueden ser agrícolas, industriales, alimenticias, etc. (FAO, 2015). Mientras que para temperaturas superiores a 150°C, las aplicaciones pueden ser para producción de electricidad, comenzando con Ciclos Binarios, Plantas a condensación (flashing). Figura 23. Diagrama de Lindal. [Fuente: FAO] En la Tabla 6, se muestra también que las aplicaciones pueden subdividirse en baja temperatura (usos directos para secado de café, deshidratado de frutas, pasteurización de leche, elaboración de velas, etc.), mediana temperatura, donde sobresale la producción de electricidad en base a Ciclos Binarios. 41 Entalpía4 Temperatura Aplicación geotérmica Recurso de baja temperatura <90°C Usos directos agrícola, industrial, alimentación, etc. Recurso de mediana temperatura 90°C a 180°C Usos directos y Producción de electricidad (Ciclos Binarios) Recurso de alta temperatura >180°C Producción de electricidad (Flash o Condensación) Tabla 6. Aplicaciones del recurso geotérmico. [Fuente: Elaboración propia a partir de Diagrama de Lindal] En El Salvador se han realizado investigaciones en las aplicaciones de usos directos (Chavarría, 2020), para propósitos que puedan ser utilizados en la agroindustria. Tal es el caso del pasteurizador de leche que se construyó en el Campo Geotérmico de Berlín. Se aprovechó el agua de separación de los pozos (salmuera), la cual es reinyectada al subsuelo a una temperatura de 180°C. Dicha agua es conducida en una tubería de acarreo. La salmuera transfiere parte de su calor a un fluido de trabajo (agua), que a su vez transfiere calor a la leche (recién ordeñada), la leche es calentada de manera indirecta hasta alcanzar los 90°C necesarios para eliminar las bacterias patógenas, proceso conocido como pasteurización. (Figura 24). Figura 24. Pasteurizador de leche (usos directos). [Fuente: elaboración propia] 2.2 Perforación de pozos geotérmicos Para obtener el vapor geotérmico, es necesario realizar perforaciones de pozos que permitan llegar al reservorio. El programa de perforación de un pozo debe incluir: objetivo a profundidad, terminación con diámetros y profundidades de las zapata de anclaje, programa de lodos y cementaciones y registros. El programa debe incluir el manejo de los recortes, el control geológico, un plan de seguridad e higiene, un plan de manejo ambiental, etc. Los pozos pueden ser dependiendo de su profundidad y terminación en: 4 Entalpía es un concepto termodinámico que representa una cantidad de energía (kJ/kg) 42 a) Pozos de gradiente hasta 500 m, sirven para verificar condiciones de temperatura a profundidad, regularmente terminan en 3-6”. b) Pozos de diámetro reducido (slim hole) llegan a profundidad del reservorio pero terminan en 2-3”. c) Pozos de diámetro comercial profundos, deben alcanzar el reservorio, regularmente terminan en 7, 7 5/8 o 9 5/8” (Figura 25). Figura 25. Perfil de un pozo geotérmico. [Recuperado de: (Monterrosa, M. 2019), Energía Geotérmica, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] La perforación de pozos se realiza con equipos de perforación (Figura 26), los cuales son equipos diseñados para ejercer fuerza sobre una barrena (Figura 27), con la que se pulveriza las rocas existentes en el subsuelo, hasta alcanzar las profundidades donde se encuentra el recurso geotérmico de interés. 43 Figura 26. Torre de perforación. [Fuente: https://twitter.com/LaGeoSV/status/1376672265014759429/photo/4] Figura 27. Barrena tricónica. [Fuente: https://docplayer.es/90458729-Escuela-politecnica-nacional.html] Los pozos pueden ser verticales o direccionales. En el caso direccional tiene un ángulo de inclinación para alcanzar un objetivo en profundidad vertical y horizontal (Figura 28). 44 Figura 28. Pozo direccional. [Fuente: http://www.ingenieriadepetroleo.com/pozos-direccionales-tipo-j/] Los pozos suelen tener profundidades que varían desde 800 m hasta 3,000 m dependiendo si tendrán la función de producir el vapor geotérmico o para reinyectar el agua residual después que se ha aprovechado su energía. En un campo geotérmico se cuenta con pozos productores y pozos reinyectores (Figura 29). Los productores permiten obtener el vapor que se requiere para la operación de la planta de electricidad, mientras que los reinyectores para reinyectar el fluido una vez ha perdido parte de la energía que se transformó en electricidad. Figura 29. Pozos para extracción de vapor y reinyección. [Fuente: https://www.monografias.com/trabajos109/energia-geotermica-estudio-caso/energia-geotermica-estudio- caso.shtml] 2.3 Vida de un campo geotérmico Los pozos geotérmicos son usualmente probados al final de la perforación, por pruebas de inyección de agua. El propósito de esta prueba es determinar la permeabilidad de los mismos. 45 A lo largo de la vida de un campo geotérmico se deben hacer registros y evaluaciones de los distintos pozos. Se mide su temperatura y presión con el propósito de estimar su producción de vapor, la necesidad de hacerle una intervención (en caso su producción disminuye), y para monitorear la presión del reservorio. También se evalúa el quimismo del fluido bifásico y prevenir problemas de incrustación y corrosión (Figura 30). Figura 30. Registro de temperatura y presión de un pozo. [Recuperado de: (Henríquez, J. 2019), Energía Geotérmica, Maestría en Gestión de Energías Renovables, Universidad Don Bosco] a) El eje vertical del gráfico muestra la profundidad del pozo. b) Para un mismo valor de profundidad se muestra la presión (bares) y temperatura (°C). c) A la profundidad desde 1,800 hasta 2,200 m se muestra la zona de interés del pozo. Ya que es la zona de aporte del pozo. Se observa valores de temperatura por encima de 250°C. d) A este pozo se le han hecho registros de temperatura y presión en distintas fechas y como se observa en algunas fechas, la temperatura del fluido es menor a 200°C. En estos casos, la temperatura no es la adecuada para aprovechar su energía en la turbina. Para la operación comercial de un campo geotérmico se utiliza la reinyección del fluido geotérmico como mecanismo para recarga del reservorio y disposición del agua residual. Además, del monitoreo de todos los parámetros tales como: masa total extraída (líquido y vapor), presión de cabezal de los pozos, curva de producción de los pozos, entalpía del fluido, temperatura y presión de zona de alimentación, presión promedio del reservorio, masa inyectada, quimismo del fluido tanto el extraído como el reinyectado, etc. Lo anterior es necesario para mantener el campo geotérmico en operación la mayor parte del tiempo. En la Tabla 7, se muestra la cantidad de años de operación de distintos campos geotérmicos alrededor del mundo. Para el caso de Ahuachapán, lleva 46 años en operación comercial. Por tanto, para tomar en cuenta en el análisis financiero, considerar 30 años de vida útil para un nuevo campo geotérmico es más que razonable. 46 Ciudad País Inicio de operación Cantidad de años Larderello Italia 1904 117 Laugarnes Islandia 1930 91 Wairakei Nueva Zelanda 1958 63 Matsukawa Japón 1966 55 Ahuachapán El Salvador 1975 46 Tabla 7. Cantidad de años de un campo geotérmico. [Fuente: Wikipedia] El vapor que producen los pozos debe ser enviado hacia la planta geotérmica. Para ello se utilizan estaciones de separación (Separador ciclónico de agua y vapor) en las plataformas donde están los pozos y las tuberías de acarreo que llevan el vapor