BOLETIN RVER # 29

RED VENEZOLANA DE ENERGIAS RENOVABLES-RVER

URBE-LUZ-URU-USB-UM-ULA-UCLA-ACLAMA- ANIH- AVEOL- CIV-AVIEM-CIDEZ

BOLETIN N° 29- PERÍODO 01 DE AGOSTO AL 31 DE AGOSTO DE  2018

          1.   INTRODUCCION

Esta edición del Boletín informativo continúa con el tema de los Sistemas de Energía Descentralizados como una oportunidad hacia la transición energética no sólo al nivel de la América del Sur como sub-continente, sino de Venezuela, que sigue sumida en una crisis política, económica, social y ecológica, con una inseguridad energética con una intensidad cada vez mayor, una afectación general de la calidad de vida de la población por las restricciones del suministro eléctrico y un impacto ambiental asociado por las inundaciones al sureste del País. Aunque los eventos ocurridos en el presente período en el ámbito regional en el sistema eléctrico de transmisión hacen más difícil la recuperación de la seguridad energética a corto término, aún hay oportunidades de solución a través del sistema de generación eléctrica existente con combustibles líquidos del petróleo.   

El tema particular de esta edición es el de la posible aplicación de los sistemas electrógenos  motor diesel-generador eléctrico, la cual es una solución tradicional de electrificación rural en regiones desprovistas de sistemas eléctricos convencionales del mundo en desarrollo, lo cual está avalado por organismos como la Conferencia Mundial de la Energía (WEC) y la Agencia Internacional de Energía (IEA), para cumplir los objetivos de desarrollo sostenible por la ONU en 2030 en países pobres y en desarrollo. De la evaluación efectuada por cada uno de los países miembros de la Comisión de Integración Energética Regional (CIER) al nivel regional de la América Latina debería salir una solución estándar del Sistema Energético que cumpla los lineamientos del Desarrollo Sustentable, puesto que no todos los países miembros tienen el mismo nivel de desarrollo ni los mismas necesidades de países de otros continentes (África, Asia del Sur, Medio Oriente) donde los esfuerzos a realizar para cumplir el objetivo # 7 de los ODS son mucho mayores. Hasta  el presente los países con mayor avance en la transición energética de la América del Sur son Brasil, Chile, Argentina y Colombia y de la Meso América se agregan México y Costa Rica. 

Los lineamientos del Trilema Energético iniciados en 2012, para cumplir con los compromisos de proveer la energía de forma universal a toda la población (área Social), que esta sea Segura en capacidad, confiable, resiliente, en el presente y el futuro (áreas Economía y Política), y además se pueda mitigar el impacto ambiental a largo plazo (área Ecología) por medio de la duplicación de las mejoras en la eficiencia energética y la duplicación en la implantación de energías limpias (bajas en CO₂), pudieran ser flexibilizados al presente para las naciones que no poseen los recursos financieros ni tecnológicos para alcanzar la sustentabilidad energética en 2030, tomando en consideración medidas de reducción del CO₂ como la práctica de cocinar con gas doméstico o GLP en lugar de biomasa tradicional (leña) o carbón mineral.

Dentro de la presente edición se incluyen además noticias de energías renovables durante el período, en la región de la América del Sur y el Exterior, para la información de referencia y comentarios de los integrantes de esta Red en las áreas de Ciencias, Tecnología, Ingenierías, Ambiente, Urbanismo y profesiones afines. Tales noticias son relativas al apoyo del Estado al impulso a las energías renovables, el impacto de El Niño sobre los países que tienen costas sobre el océano Pacífico, el avance de los sistemas de almacenamiento de energía en los Estados Unidos, los avances en la aplicación y el desarrollo de energía fotovoltaica en Venezuela, el estado actual de la eficiencia energética en la región de la América Latina y el impacto de la decadencia del carbón en España.     

         2.   NOTICIAS RECIBIDAS EN LA RED –PERIODO ACTUAL (J. Salas/ C. Aldana)

Durante el período se han recibido y/u obtenido las noticias e información siguientes:

·   02-agosto-2018, https://energialimpiaparatodos.com, Managua, “Colombia anuncia subasta para impulsar energía renovable eólica, solar, biomasa e hidroeléctrica”.  Colombia está dando pasos agigantados en el aprovechamiento de sus recursos renovables. Esta semana ha anunciado una histórica convocatoria para la subasta de energía renovable. Mediante la expedición de las resoluciones 40791 y 40795 de 2018, el gobierno finaliza el ciclo de construcción de la política pública para cumplir con los objetivos de complementar y diversificar la matriz energética del país.

·  10-agosto-2018, ACIEM Noticias, Bogotá, “Mayor probabilidad de Niño genera sobresaltos en precios de la energía”. A más de cuatro meses para que se presente un nuevo ciclo de intensa sequía o fenómeno de ‘El Niño’, cuya probabilidad para el periodo diciembre 2018-marzo 2019 ya está en el 70%, según lo señaló recientemente la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica de Estados Unidos (Noaa), el mercado colombiano ya comienza a tener síntomas de una subida en los precios de la energía.

Luego de un mes de junio relativamente estable, con niveles de energía promedio de $81, en las últimas semanas los precios de la energía en la bolsa, a los cuales acuden en su mayoría muchas grandes industrias y en una porción la distribuidora Electricaribe, principalmente, en las últimas semanas se han visto días con precios límite de hasta $185 el kilovatio.

Dicha volatilidad también se ha reflejado en un aumento en el precio promedio, en las últimas semanas, que si bien todavía no llega a niveles de los $2.000 el kilovatio que se alcanzaron a ver en ‘El Niño’ 2015-2016, sí es superior. Por ejemplo, el promedio del valor máximo en bolsa subió en julio a $113,9 el kilovatio, un 40,5% más que en junio, y entre el 1° y el 6 de agosto llegó a $136 el kilovatio.

·  11-agosto-2018, IEEE SPECTRUM, New York, “Energy Storage Projects to replace Three Natural Gas Power Plants in California”. El almacenamiento de energía podría ser un gran refuerzo si los directores de las empresas Pacific Gas and Electric Co. dan la luz verde a los planes para guardar 567 MW de capacidad, incluyendo más de 180 MW de almacenamiento de baterías de ión de Litio de la empresa Tesla.

    

· 13-agosto-2018, instagran, ntn24ve, Caracas, “Talento Venezolano. Ingeniero zuliano ganó premio en Francia”. Luis Cabrera, recibió una distinción del Young Engineers 2018 por su proyecto de energía solar para los hospitales en Venezuela. 

· 18-agosto-2018, Diario La Verdad.com, Maracaibo, “Investigadores fabrican la primera celda solar venezolana”. Un equipo de investigadores y técnicos venezolanos fabricó y evalúa las prestaciones de la primera celda solar fotovoltaica, construida enteramente en el país, desarrollo con alto potencial de aprovechamiento industrial y económico.

“Hemos sido capaces de fabricar una celda solar funcional. Es un éxito, por el positivo resultado en breve tiempo y por el potencial de escalamiento industrial”, informó el científico e investigador, Pedro Grima, presidente del Centro de Investigaciones de Astronomía (CIDA).

Grima participó el martes de esta semana en la conformación del Consejo Científico y Tecnológico de la región Los Andes, por instrucciones de la vicepresidencia ejecutiva de la República, que sirvió de contexto para la divulgación del reciente logro en materia de aprovechamiento de la energía solar.

El desarrollo e investigación por período estimado de un año, se llevó a cabo en las instalaciones del Centro Nacional de Tecnología Óptica (CNTO), adscrito al CIDA y situado en la ciudad de Mérida, actividad financiada por el Fondo Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación (FONACIT). Concretadas las evaluaciones de rigor, el equipo de trabajo proyecta escalar hacia la fabricación de un módulo fotovoltaico de 50 celdas, a un plazo de un año, para pasar luego a construir un panel de 2.500 celdas fotoeléctricas. 

   

· 21-agosto-2018, ACIEM Noticias, Bogotá, “¿Aprovecha Latinoamérica su energía?”.  Latinoamérica avanza lentamente por un camino que debería transitar a la mayor velocidad posible: el de la eficiencia energética. No solo es un imperativo por los problemas aparejados al cambio climático, la región también se juega su competitividad y, por lo tanto, su desarrollo en los próximos años. Son algunas conclusiones de un estudio sobre la materia publicado por el Banco Interamericano de Desarrollo. Uno de sus autores, José Antonio Urteaga Dufour, explica cuáles son los principales retos a los que se enfrenta el subcontinente.

Pregunta: ¿Cuáles son las principales recomendaciones para los países latinoamericanos en materia de eficiencia energética?

Respuesta: Los ejemplos en los países avanzados demuestran que una ley clara donde se establezca un marco institucional y líneas de trabajo concretas para cumplir con metas de eficiencia es fundamental. Ese sería el primer paso para lograr la eficiencia: contar con una normativa que permita tener un marco institucional para desarrollar las acciones.

Pregunta: ¿Es más importante la tecnología o la concienciación para aprovechar la energía?

Respuesta: Tanto contar con equipos adecuados como con una cultura sobre el uso de energía son elementos determinantes. Si puedo usar equipo de alta eficiencia, pero lo hago de manera irracional, no sirve para mucho. Una vez más, es importante el marco normativo que permita establecer regulaciones en coordinación con los fabricantes de equipos. Si no lo haces así, existe el riesgo de generar una norma que no se pueda implementar, creando una expectativa que luego no se cumple. Por eso es importante crear un grupo integrado tanto por el sector público como el privado para establecer niveles de exigencia y actualización permanente, con una estructura administrativa que vigile esto.

· 24-agosto-2018, https://elperiodicodelaenergia.com/, Madrid, “CCOO: Estamos enrocados en el carbón, un sector que ha cumplido su ciclo”. En España “estamos enrocados en el carbón”, pero es un sector que ha cumplido su ciclo, por lo que hay que conseguir una salida respetuosa con los 1.500 o 2.000 trabajadores del sector, asegura el secretario de medio ambiente y movilidad de Comisiones Obreras, Mariano Sanz Lubeiro.

La transición energética del carbón “se debe hacer” porque es necesario reducir las emisiones que provocan el calentamiento global y porque España debe respetar los pactos que ha asumido a nivel internacional. Según el informe “Evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero en España 1990-2017” presentado por Comisiones en mayo pasado, las emisiones de CO2 aumentaron el año pasado en un 4,46 % con respecto a 2016.  El crecimiento se debió, según el sindicato, a un mayor uso de combustibles fósiles para la generación eléctrica. Por ello, España se debe plantear a mediano plazo “un mix energético diferente, bajo en carbono, que tenga una capacidad suficiente con precios competitivos, pero fundamentalmente basado en las renovables”, asegura.

         3.   DISCUSION DEL ARTICULO “LIFETIME, COST AND FUEL EFFICIENCY IN 

            DIESEL PROJECTS FOR RURAL ELECTRIFICATION IN VENEZUELA”, AUTHOR:         A. LÓPEZ-GONZÁLEZ ET OTHERS, ENERGY POLICY, ELSEVIER, JUNE 2018

            (J. Salas).

Este artículo enviado a principios de julio 2018 a los integrantes de esta Red por el autor del mismo, es una actualización o una revisión de la serie iniciada con las comunidades andinas de la América del Sur en mayo 2017 [1], sobre la implantación de Microredes Eléctricas y Electrificación Rural Individual en varias regiones ubicadas en Bolivia, Perú, Ecuador y Venezuela.

         3.1.    Introducción:   Según la Agencia Internacional de Energía (IEA), 2012 marca            el antes y el después, en los aspectos del suministro de la energía y la sostenibilidad.

         Hasta 2012, el 71 % de la electrificación rural era por extensión de la red y usando             combustibles fósiles y desde 2012, los  sistemas de Mini/ Microredes han alcanzado             el 6 % de las nuevas redes, mientras los grupos generador-motor diesel (GD)                     representan el 22 % de los proyectos.   Según la financiadora Bloomberg (BEF), se             vendieron en el mundo en desarrollo (África, Sudeste Asiático, LAC), alrededor de               380.000 grupos electrógenos (GD) en 2017, a pesar de los impactos de los GD por              los gases de efecto invernadero (GHG) emitidos.

En general, la inversión inicial en los GD es baja con respecto a la de las tecnologías renovables conocidas y es fácil su configuración y operación, sin requerir almacenamiento ni respaldo. A pesar de la  minimización del incremento en 0,2 % de GHG a 2030 según la IEA, esa tendencia parece ir en contra de los lineamientos ODS acordados en 2012 de mitigación del impacto ambiental por medio de la duplicación en el uso de las energías limpias y la duplicación en las medidas de eficiencia energética, además de la seguridad energética (confiabilidad, resiliencia) y la universalidad del acceso de la energía limpia y moderna.

3.2.   Estrategias y Métodos: En relación a las estrategias y métodos de evaluación de los proyectos, se toman en consideración tres  esquemas:

·         Desconectado de la red o aislado (Off-grid)

·         Soporte a la extensión de la red eléctrica centralizada (Supp-NGE)

·         Soporte a la Generación Distribuida (Supp-DG)

Para el análisis del caso Venezuela, el autor da como referencia el Programa “Revolución Energética”, llevado a cabo por el gobierno nacional, a través de la Fundación para el Desarrollo de la Electricidad, FUNDELEC, entre 2008 y 2013. 

Se hace énfasis en la proporción del 36 % de generación termoeléctrica (fósiles) y 64 % de generación hidroeléctrica (limpia) del período al nivel nacional. Aunque la intención original era efectuar  proyectos de sistemas de generación distribuida (DG) en áreas rurales distantes a más de 10 km de la infraestructura del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), se seleccionaron además sitios en áreas urbanas y sub-urbanas populares de ciudades importantes, con noventa (90) proyectos. 

A esto se le ha agregado el plan de reemplazo de más de 6,8 millones de bombillos incandescentes por igual cantidad de bombillos fluorescentes ahorradores en 2006, al nivel nacional, la cual fue una medida impactante por la reducción de la demanda máxima nacional en 172 MW, entre el 1 y el 2 % del consumo nacional, como una muestra del uso de nuevas tecnologías eficientes, sin que fuera una práctica duradera ni un cambio de paradigma.  

Antes del período de operación citado de  los proyectos, la denominada Generación Distribuida (DG), se había iniciado desde 2006, con alrededor de 300 unidades de generación adquiridas a la república de Cuba para cubrir un déficit de 5.000 MW, sin embargo, a mediados de  2009 estaban paralizadas la mayoría, por no estar diseñadas para estar conectadas al sistema interconectado nacional, sino de forma aislada, siendo el costo del kW instalado de las unidades GD cubanas de US$ 1.400, respecto de los 500 US$ el kW instalado como las centrales modernas de Ciclo Combinado (Termozulia), además del alto consumo de combustible líquido asociado [2].  

Ya para 2011 la Misión “Revolución Energética” lanzada en 2006, no había podido alcanzar la meta de 1.000 MW, sino cerca del 56 % del objetivo, y una cantidad de dinero exagerada transferida a las autoridades cubanas por esas unidades GD. Los reportes oficiales indican que este sistema eléctrico representa 3 % de la capacidad efectiva de generación nacional.   De un total de 832 MW instalados, al cierre del primer trimestre de 2011 sólo estaban disponibles 563 MW [3].    

  

3.3.      Selección de los Casos de Estudio: Este programa “Sembrando Luz” no sólo se enfoca en nuevas conexiones del servicio eléctrico, sino en mejorar el perfil de tensiones en las comunidades electrificadas previamente, con más de 40 casas y ubicadas más alejadas de 10 km de las redes de distribución, sean aisladas  (off-grid) o conectadas a la red central (Supp-NGE), utilizando 34 unidades GD en 8 proyectos tipo red aislada, para una capacidad total de 45,5 MW y 1.038 unidades GD en 82 proyectos tipos Soporte a la extensión de la Red Eléctrica Nacional y Soporte a la Generación Distribuida (DG), con una capacidad total de 1.145,1 MW. 

En este caso se analizaron la demanda de potencia y la confiabilidad de operación en las siete (7) ubicaciones seleccionadas en el Noroccidente de Venezuela, descritas a continuación:

3.3.1.    Red Aislada (Off-grid): Isla Zapara y Cojoro (Península Guajira)

Las comunidades en isla Zapara y en Cojoro están ambas bastante apartadas de las redes de distribución eléctrica regional y de las fuentes de suministro de combustible y sin embargo, poseen un alto potencial de energías renovables eólica y solar-FV, sin embargo, por razones de costos de inversión inicial y bajo impacto ambiental se usará este esquema con cuatro (4) unidades GD de 400 kW cada grupo, una capacidad total de 1,6 MW, para 120 casas o grupos familiares, en Isla Zapara, a 9 km de la isla de San Carlos, electrificada desde tierra y seis (6) unidades GD de 400 kW cada grupo, una capacidad total de 2,4 MW, para 150 casas o grupos familiares, en la comunidad wayuu de Cojoro, a 41 km de Paraguaipoa, electrificada a través de la red central 24 kV, ambas con  reserva de combustible, con autonomía de 25 días para Zapara y de alrededor de 30 días para Cojoro, a tres horas de tiempo de viaje en camión para Cojoro, y con retrasos para la isla Zapara dependiendo de las condiciones climatológicas del Lago de Maracaibo.

Las cuatro unidades GD en isla Zapara operan simultáneamente, entre 6 y 9 horas por día, mientras las seis unidades GD en Cojoro lo hacen entre 4 y 6 horas por día. El consumo específico promedio de combustible es alto en ambas localidades (0,294 l/kWh, en Zapara y 0,283 l/kWh, en Cojoro). 

La operación, el mantenimiento y la reparación son efectuados por personal local de una empresa de servicios eléctricos (ESC) con disponibilidad de 24 horas. Las restricciones ambientales de los sitios son de alto nivel de corrosión salina, alta humedad y excesiva arena, propia de zonas desérticas. 

Después de seis años en operación, solo un generador de cuatro se mantiene operativo en isla Zapara (Factor de Disponibilidad del 25 %, según norma IEEE 762), mientras en Cojoro este factor es del 67 % los tres primeros años  y del 33 % al sexto año de la evaluación de disponibilidad (dos generadores operativos de seis). 

Esta experiencia demuestra que como máquinas rotativas de combustión interna al igual que los automóviles, los generadores diesel requieren un servicio regular de cambio de aceite lubricante, filtros de aceite y de aire y del agua destilada de la batería automotriz para el arranque, por personal técnico autorizado y no solo del consejo comunal. Esto elevaría el ciclo de vida del activo.   

En Tabla dada a continuación se resume el desempeño de los sistemas Off-grid evaluados.

Población	Autonomía comb. alm. (días)	Tiempo de viaje trans. (horas)	Operación diaria Sist. (horas)	Aporte de cada GD (% cap.)	Consumo esp. Comb. (l/kWh)	AF a los 3/6 años Sist (%)
Isla Zapara	25	ND	6 - 9	25	0,294	ND / 25
Cas. Cojoro	30	3	4 - 6	16,6	0,283	67 / 33

ND: No Disponible

3.3.2.    Soporte a la Extensión de la Red Nacional (Quisiro, San Carlos y Cuatro Esquinas)

Los proyectos de electrificación rural de soporte a la extensión de la red de Distribución nacional existente, son más complejos de ejecutar que los de la red aislada, por deber satisfacer no solo las cargas existentes sino las nuevas cargas de los sitios seleccionados, de mayor dimensión que los anteriores. 

Alrededor de entre el 65 % y el 85 % de los sitios tiene menos de 20 casas y entre el 30 y el 50 % no están electrificadas, debiendo instalar los  GD en el extremo de la red existente, para mejorar el perfil de tensiones y para soportar la red de distribución en los picos de  demanda y además las nuevas cargas. Quisiro, poblado cercano al lago de Maracaibo, usará cuatro unidades GD de 1.500 kW cada una, para una capacidad total de 6 MW y 400 nuevas casas a electrificar; San Carlos, isla lacustre y cabecera de municipio, usará ocho unidades de 1.500 kW cada una, capacidad total de 12 MW y 870 casas nuevas; y Cuatro Esquinas, poblado en el Sur del Lago de Maracaibo, usará dieciocho unidades GD de 360 kW cada una, para una capacidad total de 6,5 MW y 1.000 nuevas casas a electrificar. 

 

En Quisiro la alimentación de la red existente proviene de una subestación de distribución a 26,4 km de longitud, el tanque de almacenamiento de combustible permite una autonomía de 30 días, con un tiempo de viaje de 1,3 horas de los camiones cisterna. El Sistema Eléctrico opera 10,5 horas diario, con cada GD al 83,6 % de la capacidad nominal y un consumo de combustible específico promedio de 0,269 l/kWh, siendo el factor de disponibilidad (AF) del 25 % los primeros tres años de la evaluación, manteniéndose igual al término de la evaluación (6 meses).

En la isla de San Carlos, se ha incrementado en 27 % el número de viviendas así como el crecimiento de la demanda en los 6 años de operación. El proyecto soporta la red existente a las horas de demanda pico y suple las nuevas casas incluidas. El almacenamiento de combustible dura hasta 80 días, con un tiempo de viaje de 6 horas de los camiones para rellenar los tanques. El Sistema opera 12 horas por día, cada GD trabajando al 93 % de su capacidad nominal. El consumo específico promedio de combustible es de 0,260 l/kWh. 

Durante los primeros 3 años de operación, el factor AF cayó al 75 % y después de 6 años al 50 %. El régimen de operación estuvo de acuerdo al diseño inicial y la indisponibilidad de algunos generadores fue por haber alcanzado el ciclo de vida.

En Cuatro Esquinas el Sistema soporta la red existente y suple la energía a 1.000 casas no electrificadas previamente. La autonomía de almacenamiento de combustible es de 25 días, los camiones tardan 7 horas de viaje. El Sistema opera 8 horas diarias, cada GD trabaja al 39 % de la capacidad nominal. 

El consumo específico de combustible  es 0,282 l/kWh, el más alto por el menor tamaño de los GD. 

Durante los primeros 3 años de operación el AF cayó al 65 %. A los 6 años el AF llegó al 11 %, con 16 equipos de generación fuera de servicio, debido a lo remoto del lugar. Evidentemente no hubo servicio de inspección frecuente y sobrecargas constantes en el Sistema. 

En Tabla dada a continuación se resume el desempeño de los sistemas de Soporte a la Extensión de la Red Nacional evaluados.          

Población	Autonomía comb. alm. (días)	Tiempo de viaje trans. (horas)	Operación diaria Sist. (horas)	Aporte de cada GD (% cap.)	Consumo esp. Comb. (l/kWh)	AF a los 3/6 años Sist (%)
Quisiro	30	1,3	10,5	83,6	0,269	25 / 25
San Carlos	80	6	12	93	0,260	75 / 50
4 Esquinas	25	7	8	39	0,282	65 / 11

 

3.3.3.         Soporte a la Generación Distribuida (Coro y Dabajuro)

En las estaciones de Generación Distribuida ubicadas en áreas lejanas de la red eléctrica nacional, la mayoría de las fallas son causadas por el crecimiento de la demanda eléctrica rural, particularmente durante las horas pico, tales como las plantas DG en Coro y Dabajuro. En estos sitios, entre el 72 % y el 82 % de los asentamientos posee menos de 20 casas, con menos del 20 % a ser electrificadas. 

Además, entre el 3 % y el 21 % de la población está completamente dispersa. Por lo tanto, la extensión de la red se debe lograr mediante proyectos enfocados en la mejora del perfil de tensiones. 

En ambos sitios el personal que mantiene la estación de Generación Distribuida (DG) es el mismo que está instalando los grupos GD, lo cual es conveniente.

El  proyecto de electrificación de Coro está compuesto de 8 unidades GD de 1.800 kW para soportar con una capacidad extra de 14,4 MW la estación de DG y las viviendas existentes electrificadas en las horas de demanda pico, al mismo tiempo que se electrifican 800 nuevas casas, estando conectados los nuevos generadores y los existentes a la misma subestación, así como el tanque de combustible es común. 

El sistema opera 14 horas por día, cada unidad GD aportando a capacidad nominal entre 6 a 9 horas diarias. El consumo específico de combustible es bajo (0,260 l/kWh). La instalación de los grupos GD se ha ido deteriorando progresivamente, primero fue un GD sacado de servicio por falla del sistema de lubricación que causa a su vez una falla permanente del motor diesel, las altas temperaturas debido al ambiente desértico, limita la capacidad de generación. 

Por lo que, en 2014 dos unidades son completamente desarmadas, otras cinco en 2015 y en 2016, la empresa de servicio ESC saca fuera de servicio el resto, por razones de alto costo de operación y mantenimiento. El proyecto fue reemplazado por turbinas de gas livianas aeroderivativas. Típica estrategia de ensayo y error, lamentable no haber efectuado las acciones correctivas desde el inicio del proyecto.

El proyecto en la comunidad de Dabajuro, población de cierta importancia por ser cabecera de municipio, soporta una estación DG en las horas de demanda pico, con seis unidades GD  de 1.800 kW, y una capacidad extra de 10,8 MW a la vez que electrifica 470 nuevas casas, comparte el tanque de almacenamiento de combustible, el sistema opera casi 14 horas por día, de forma similar al proyecto de Coro. 

La diferencia es que las unidades GD no operan a capacidad nominal cada una sino al 70,6 %  de la capacidad nominal, entre 6 y 9 horas diarias, con un consumo específico de combustible de 0,266 l/kWh. 

El patrón de falla de la primera unidad ocurre por sistema operativo debido a falta de mantenimiento, con daños permanentes, dejándola fuera de servicio, al año siguiente otra unidad también falla permanentemente, en la mitad de 2016 quedaban cuatro unidades operativas de seis, aunque con imitaciones térmicas debido al ambiente de clima desértico. 

Esto significa un factor de disponibilidad (AF) del 40,1 %. Luego, la empresa ESC realiza un análisis y decide reemplazar este año 2018 y de forma progresiva, las cuatro unidades GD por turbinas de gas derivativas livianas, de mejor desempeño para carga permanente. 

Esta solución no es novedosa en sí, el parque de generación eléctrica nacional posee una amplia experiencia con turbinas a gas bajo condiciones climáticas severas, incluso en instalaciones de la industria petrolera costa afuera.

En Tabla dada a continuación se resume el desempeño de los sistemas de Soporte a la Generación Distribuida evaluados.

Estación DG local reforzada	Capacidad extra gen. (MW)	Cantidad viviendas adicional	Operación diaria Sist. (horas)	Aporte de cada GD (% cap.)	Consumo esp. Comb. (l/kWh)	AF a los 3/6 años Sist (%)
Coro	14,4	800	6-9 (14)	100	0,260	37,5 / 0
Dabajuro	10,8	470	6-9 (14)	70,6	0,266	66,6 / 40

3.4.     Comparación de las Estrategias de Proyecto: El resumen de resultados de las tres estrategias aplicadas en los siete proyectos descritos se basará en los aspectos del análisis del tiempo de vida, del costo de inversión y de la comparación de consumos de combustible. Además de las observaciones hechas en las secciones previas de los casos de estudio, se hará para cada uno de los aspectos descritos.

3.4.1.         Análisis del Tiempo de Vida: De acuerdo con las consideraciones del autor, es evidente que los registros y tendencias del factor de disponibilidad (AF) muestran una falta de planificación y gestión de los grupos GD como los activos principales de cada proyecto, sin importar la ubicación geográfica de la instalación, acusando una deficiente organización de los aspectos logísticos y técnicos para  asegurar no sólo  el éxito de la construcción y puesta en operación de los sistemas eléctricos, sino la operación y el servicio, lo cual hace parecer estos casos como si fueran campamentos de proyectos de infraestructura de mediana duración y no comunidades establecidas por largo tiempo en la región. 

            El tiempo de vida útil de un Generador Diesel es mucho mayor de seis años, dependiendo del diseño de ingeniería para la aplicación, condiciones ambientales, régimen de trabajo  y manejo adecuado. Los altos valores de corriente de carga de los generadores eléctricos imponen una alta temperatura y acortan su vida útil. 

En relación con las estrategias de electrificación rural aplicadas, las redes aisladas mostraron un bajo factor de disponibilidad a 6 años, por  las extremas condiciones ambientales de los sitios y a pesar de disponer de personal de servicio técnico y operador las 24 horas del día. 

De la estrategia de soporte a la red de distribución nacional, el caso de la Isla de San Carlos tuvo el más alto valor (50 %) en el período de evaluación, no así el de la estrategia de soporte a las estaciones de generación distribuida (DG), con valores entre 0 y 40,1 % (17,2 % en conjunto según el autor), considerando el autor del artículo un tiempo de vida de hasta 9 años de la generación diesel para países en vías de desarrollo, con lo cual no estamos de acuerdo en generalizar. 

Los anteriores proyectos de electrificación rural nacional que se soportaban en sistemas de transmisión y distribución eléctrica y generación con combustibles fósiles o fuentes renovables (hidroeléctrica) presentaban un tiempo de vida superior a  10 años, por el cambio en el uso de materiales contra los efectos de la contaminación del ambiente y servicios de inspección y mantenimiento constantes. 

   

3.4.2.         Costo y Comparación de Consumos de Combustible: Un aspecto resaltante de esta evaluación es el alto consumo específico de combustible por unidad de energía eléctrica producida en los casos de sistemas aislados, con respecto a las estrategias de soporte a la red eléctrica nacional y de soporte a la generación distribuida, sin embargo, la comparación con las redes aisladas en una aplicación similar en Argentina, da un valor menor en Venezuela, por el mayor factor de carga de los GD y la práctica de un menor factor de carga en el caso argentino que el autor toma como referencia. 

             Del análisis de los estudios de caso locales estamos de acuerdo en que el menor costo de inversión y menor consumo específico de combustible, ha sido con la conexión a la red eléctrica nacional, siendo la estrategia más efectiva de electrificación rural.    

3.5.    Conclusión:   Aunque existe la tendencia a nivel internacional del uso de microredes eléctricas con unidades GD para cumplir los objetivos de electrificación rural a 2030 en los países de África, Asia del Sur, Medio Oriente y en menor medida en la América Latina, según el último reporte de la IEA-ONU y la información de las  ventas cuantiosas de equipos electrógenos en el mundo por Bloomberg Energy Finance, ambas en 2017, aún hay análisis y experiencias a realizar para determinar la factibilidad de la opción Diesel como la más conveniente en las áreas rurales y urbanas pobres en Venezuela y otros países de la América Latina y del Sur, no por la disponibilidad del combustible  líquido del petróleo en decadencia, sino por la rápida reducción de precios de las otras opciones más limpias de producción de energía, como la biomasa, la pequeña hidroeléctrica, la eólica, entre otras.

Hasta hace pocos  años, Venezuela contaba con una amplia red eléctrica cubriendo hasta caseríos de 500 habitantes que fue reconocida por el CIER al nivel de la América Latina, como extensión de la red eléctrica nacional, solo en casos aislados ha sido posible la electrificación rural con equipos electrógenos en sitios de fronteras, comunidades remotas, grupos indígenas, en parques nacionales, como país que aún conserva una parte de la infraestructura de energía eléctrica sustentable.

En el mundo emergente y en desarrollo hay varias referencias adicionales de los nuevos paradigmas para lograr los objetivos de electrificación [4] [5].

3.6. Referencias:  

                                          

[1] A. López-González, B. Domenech et others. “Renewables microgrid projects for autonomous small-scale electrification in Andean countries”, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 79, ELSEVIER Ltd, May 2017.

[2] Ana Díaz. “Venezuela paga US$ 2,4 MM por tecnología de 1950. Paralizadas 300 plantas eléctricas compradas a Cuba”, Diario El Nacional, 1° de noviembre de 2009, Sección Economía y Negocios. Electricidad, pág 8, Caracas, Venezuela.

[3] Andrés Rojas Jiménez. “Denuncian sobreprecio a favor de Cuba por US$ 1,7 MM. Gobierno incumplió plan de generación distribuida”, Diario El Nacional, 10 de abril de 2011, Sección Economía y Negocios. Electricidad, pág 6, Caracas, Venezuela.

[4] Kumundhini Ravindra et others. Microgrid: A Value-Based Paradigm, IEEE Electrification Magazine, March 2014, page 20,  New York, NY, EEUU.

[5] Michael Roach. Community Power and Fleet Microgrids, IEEE Electrification Magazine, March 2014, page 40, New York, NY, EEUU.

        En próximo Boletín RVER-30:

ALTERNATIVAS ENERGETICAS PLANTEADAS A MEDIANO TERMINO COMO SOLUCION A LA BAJA CALIDAD DE VIDA, LA INSEGURIDAD ELECTRICA Y AL ALTO IMPACTO AMBIENTAL DE LA COSTA OCCIDENTAL DEL LAGO DE MARACAIBO.      

       

         

JSa_RVER_29_090918