geotermia: otra fuente de energÍa para colombia

GEOTERMIA: OTRA FUENTE DE ENERGÍA PARA COLOMBIA

ROBERTO E. LEQUERICA T.

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MECÁNICA BOGOTÁ, DC.

2008

GEOTERMIA: OTRA FUENTE DE ENERGÍA PARA COLOMBIA

ROBERTO E. LEQUERICA T.

Proyecto de Grado para optar el título de Ingeniero Mecánico

Asesor: RAFAEL G. BELTRÁN P. MSc.

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MECÁNICA BOGOTÁ, DC.

2008

A Colombia, por un mejor futuro.

AGRADECIMIENTOS

El autor expresa su agradecimiento a:

Rafael G. Beltrán Pulido, asesor de tesis, por el apoyo y la confianza conferida.

Claudia Alfaro Valero, de INGEOMINAS; Julián Echeverri, de IPSE; Henry Josué

Zapata de la UPME; por su atención, tiempo y ayuda en la realización de este

trabajo.

Enrique L. Tono por su aporte en la realización de este trabajo.

A la gente INGEOMINAS y la UPME que ayudaron y facilitaron la realización de

este trabajo.

A las personas que ayudaron directa o indirectamente en la realización de este

proyecto; que brindaron su apoyo y confianza en el autor y lo ayudaron a

convertirse en ingeniero.

Geotermia: Otra fuente de energía para Colombia

TABLA DE CONTENIDOS

Pág.

1. INTRODUCCIÓN 1

2. OBJETIVOS 4

3. SITUACIÓN ELÉCTRICA COLOMBIANA 6

3.1. Introducción 6

3.2. Datos actuales 6

3.3. Tipos de plantas Instaladas 9

3.3.1. Hidroeléctricas 10

3.3.2. Termoeléctricas 11

3.3.3. Eólicas 12

3.4. Producción por tipo de planta 13

3.5. Planes a futuro 14

4. GEOTERMIA 15

4.1. Breve historia de la geotermia 15

4.2. Plantas Geotermales 17

4.2.1. Que son y como funcionan 17

4.2.2. Exploración 22

4.2.3. Costos y consideraciones económicas 24

4.2.4. Impacto Ambiental 29

4.2.5. Tecnologías Futuras 31

4.3. Situación Mundial 33

4.4. Situación Colombiana 34

4.5. Estudios realizados en Colombia 35

5. DISEÑO DE PLANTA PILOTO 37

5.1. Descripción zona elegida 37

i


5.2. Planta piloto 38

5.2.1. Tipo de planta indicada para la zona 38

5.2.2. Costos 43

6. CONCLUSIONES 45

BIBLIOGRAFÍA 50

ANEXO 1 Mapa por municipios de los niveles porcentuales que

pertenecen a la ZNI

58

ANEXO 2 Mapa cobertura de Energía Eléctrica del SIN por

municipios – 2005

59

ANEXO 3 Mapa cobertura de Energía Eléctrica del SIN por

departamentos – 2005

60

ANEXO 4 Mapa de Ubicación Centrales Hidráulicas y Térmicas 61

ANEXO 5 Mapa de cobertura rural por municipio 62

ANEXO 6 Mapa de Sistema de Transmisión Nacional 230V y

500kV

63

ANEXO 7 Capacidad neta de generación hidráulica 2006 64

ANEXO 8 Capacidad neta de generación térmica 2006 65

ANEXO 9 Proyectos de generación registrados ante la UPME 66

ANEXO 10 Ecuaciones de Eficiencias e Indicadores Técnicos de

Rendimiento

67

ii


LISTA DE TABLAS

Pág.

Tabla 1. Potencia en Colombia 2002-2007. 7

Tabla 2. Generación Eléctrica en Colombia 2002-2006 7

Tabla 3. Capacidad instalada efectiva por tipo de fuente en Colombia

2002-2007 (en MW)

13

Tabla 4. Historia de la Energía Geotérmica 15

Tabla 5. Precios de diferentes estudios en USD del 2008. 23

Tabla 6. Costos de Capital Directo Plantas Geotérmicas (USD/kW de

potencia instalada)

25

Tabla 7. Costos de O&M de Plantas Geotermales (US ¢/kWh) 27

Tabla 8. Energía y costos de inversión para producción de energía

eléctrica mediante fuentes renovables (Fridleifsson, 2001)

27

Tabla 9. Comparación de Emisiones de CO por Fuente de Potencia2 29

Tabla 10. Probabilidad y gravedad del impacto potencial sobre el

ambiente de los proyectos de uso directo

32

Tabla 11. Capacidad Instalada de Generación en el Mundo 34

Tabla 12. Resumen de condiciones para tres diseños de planta piloto 41

Tabla 13. Dimensiones y peso del equipo turbina-generador marca

Toshiba

43

Tabla 14. Resumen de inversión y costos de O&M de una central

geotérmica de 1 MW, en el área Las Nereidas - Botero-

Londoño (en USD del 2008)

44

iii


LISTA DE FIGURAS

Pág.

Figura 1. Incremento Anual de la demanda de energía en Colombia

entre el 2003-2006

8

Figura 2. Usos no eléctricos más comunes en el mundo 16

Figura 3. Esquema típico de una planta geotermal de condensación 17

Figura 4. Localización de plantas geotermales en el mundo 35

Figura 5. Modelo esquemático del sistema geotérmico del Nevado del

Ruiz

39

Figura 6. Equipo turbina-generador marca Toshiba 42

iv


RESUMEN

El objetivo de este trabajo es mostrar la importancia de las fuentes de energía

renovable en el desarrollo del país, enfocándose en la energía geotérmica. Para

esto se investiga sobre la situación energética del país y se analiza la información

para determinar el estado de esta. Además se investiga sobre la energía

geotérmica, para determinar las zonas de mayor potencial y la tecnología

disponible. Basándose en la información arrojada por las investigaciones, se

escoge la zona de Las Nereidas – Botero-Londoño, al oeste del Nevado de Ruiz,

para la construcción de una central geotermoeléctrica, debido a que es la que más

información disponible tiene para la realización de un proyecto geotérmico. Se

desarrollaron tres modelos diferentes de presión y temperatura para determinar los

posibles consumos y eficiencias de una planta geotermal de 1MW, basándose en

los principios básicos de la termodinámica. Se desarrolló un resumen de costos

para la construcción de un proyecto geotérmico, donde se incluyen costos de los

estudios, las perforaciones, la adecuación de la zona para la futura instalación de

una central de 50MW, y la compra e instalación de una planta de 1MW, entre

otros. La cifra calculada de este proyecto es de USD $19.136.205.

Se concluyó que no se ha explotado el recurso geotérmico del país debido a

las normas y leyes actuales en el marco energético y la falta de interés por parte

del gobierno. También se concluyó que para solucionar el problema energético de

la zona más precaria del país (zona sur oriental) se debe construir una central

geotermoeléctrica en la zona de Azufral, ya que no solo solucionaría el problema

colombiano, si no el del norte del Ecuador. Sin embargo se deben realizar los

estudios previos antes de determinar si es viable o no la construcción de una

planta geotermal en dicha zona.

v


1. INTRODUCCIÓN

A medida que crece el país, la demanda de energía aumenta, y no solo en

cuestiones de cantidad, si no también de calidad. Y para que esto pueda ocurrir,

se debe optar por nuevas formas de conseguir esta energía; recurrir a fuentes

que sean más eficientes tanto en producción como en costos. Y no falta hacer

notar que paralelo a esto se deben implementar fuentes de energía que no dañen

al medio ambiente, o en su defecto, que su impacto sea mínimo. Es por eso que

hoy en día la necesidad de recurrir a fuentes de energía renovable es casi una

obligación.

Colombia depende prácticamente de las hidroeléctricas, apoyándose en las

termoeléctricas. A finales del 95, la capacidad efectiva de generación del SIN

(Sistema Interconexión Nacional), era de 10.080MW, del cual el 78% de la

producción de energía provenía de las hidroeléctricas y el 22% de las

termoeléctricas [2]. Hoy en día, poco más de 10 años después, la producción

nacional ascendió a los 13.300MW, con una participación del 64% de las

hidroeléctricas y un 36% de las termoeléctricas.

Las hidroeléctricas de gran tamaño tienen un impacto ambiental devastador

en el ecosistema y causan cambios ambientales irreversibles desde donde se

construye la represa hasta donde muere el río. Y ni para que mencionar el

impacto ambiental, en el caso de las termoeléctricas que hay en Colombia,

donde todas las centrales son convencionales (gas natural, carbón, derivados del

petróleo).

Es por esto que se urgen fuentes alternativas de energía para poder

abastecer a este país. Para esto, se propone la instalación de centrales

1


termoeléctricas que funcionan con energía geotérmica. La energía geotérmica es

una de las formas más limpias de generar electricidad, ya que aprovecha el calor

natural que abunda en zonas geológicamente activas y produce muy poca

contaminación. Sustituye la generación de energía con combustibles fósiles y

requieren poco espacio para generar electricidad; muchísimo menor en

comparación con centrales hidroeléctricas y considerablemente menor en

comparación con termoeléctricas convencionales. Además, las descargas

gaseosas de las plantas geotérmicas, son de un 5 a un 8% de la cantidad de

gases emitidos por las plantas termoeléctricas convencionales [2], siendo

bastante menor el aporte al calentamiento global.

Estudios de la energía geotérmica en Colombia, realizados por OLADE en

1982, demostraron que el país tiene suficiente potencial para la instalación de

una planta generadora de hasta 1.000MW. Según este estudio, la zona general

geotérmica puede ser subdividida en 3 áreas prioritarias:

1. El sur del departamento de Nariño, próximo a la frontera con Ecuador, el

cual incluye los campos geotérmicos más importantes del país: Azufral

de Tuquerrés, Cumbal, Chiles, Cerro Negro y Galeras.

2. El área central, alrededor del volcán Nevado del Ruiz, la cual incluye los

campos de Las Nereidas, Laguna de Otún y Machín.

3. El área de Paipa en el departamento de Boyacá (cerca de Bogotá),

cuyos aprovechamientos serían más adecuados para usos directos del

vapor que para generación de electricidad.

Obviamente un proyecto geotérmico también genera impacto ambiental, pero

está relacionado principalmente con las operaciones de perforación,

prácticamente en la última etapa del proyecto, cuando el campo está siendo

desarrollado y la central está siendo construida. También generan impacto la

construcción de obras civiles, la descarga de fluidos geotérmicos durante las

2


pruebas de nuevos pozos y finalmente durante la operación de la central.

Generalmente las pruebas de nuevos pozos son de corta duración y durante la

operación de la central, el impacto se vuelve mínimo.

La idea de esta tesis es mostrar, en un marco general, el estado actual de la

generación eléctrica en Colombia y cuan importante es implementar nuevas

fuentes de generación eléctrica, como las plantas geotermales, para el desarrollo

sostenible del país.

3


2. OBJETIVOS

Los objetivos principales de este trabajo están enfocados básicamente a

investigar cual es la situación de generación eléctrica actual del país, con el

propósito de crear nuevas alternativas de generación más limpias, efectivas,

económicas y ambientalmente viables, ayudando al desarrollo sostenible del

país.

Los objetivos principales son:

1. Investigar sobre la situación de generación eléctrica actual del país.

a. Que clase de fuentes de generación eléctrica existen y analizarlas.

b. Donde están ubicadas dichas fuentes.

c. Cual es la producción y la demanda nacional de energía; ver cual

es la situación actual del país y donde están ubicadas las zonas

más precarias.

2. Investigar sobre plantas geotermales a nivel mundial; averiguar cuales

son las condiciones geotérmicas actuales en Colombia y que se está

haciendo con dichas plantas.

a. Recopilar información acerca de plantas geotermales:

funcionamiento, historia, productividad, entre otros; además de

información sobre plantas existentes a nivel mundial, incluyendo

nuevas tecnologías existentes y en desarrollo.

b. Consultar en INGEOMINAS, en la UPME y en otros sitios

gubernamentales o privados, para recopilar información sobre la

situación actual del país frente a las plantas geotermales.

4


3. Determinar que implica hacer una planta geotermal en Colombia.

a. Investigar sobre características de algunos sitios previamente

estudiados (Departamento de Nariño, Nevado del Ruiz, volcanes de

lodo en el departamento del Atlántico, entre otros). Las

características principales serían: la temperatura (del agua y del

vapor), profundidad, tipo, accesibilidad y ubicación del pozo y

energía que podría eventualmente entregar.

b. Investigar sobre la tecnología actual que hay disponible para

plantas eléctricas basadas en geotermia, incluyendo costos de

exploración y de perforación, distribuidores y costos de los equipos.

c. Desarrollar un ejemplo de una planta piloto, en un sitio determinado

del país, el cual incluya las razones por la cuales se escoge dicho

sitio, tipo de planta indicada, equipos a utilizar, costos de

exploración, costos de los equipos, capacidad de generación,

impacto ambiental, profundidad de perforación, y mantenimiento.

5


3. SITUACIÓN ELÉCTRICA COLOMBIANA

3.1. Introducción

Colombia es un país que depende en más del 64% de plantas hidráulicas para

suplir su necesidad de energía eléctrica. El resto de la electricidad es suplida por

termoeléctricas comunes, ya sean de gas, carbón, fuel oil, o algún otro

combustible fósil o vegetal. Menos del 0.15% de dicha energía proviene de la

única fuente renovable que existe en el país: el proyecto eólico Jepirachi, en la

Guajira, que entró en funcionamiento en el año 2004.

Y aunque en los planes a futuro, el único proyecto que se tiene previsto, en

cuanto a generación por parte de fuentes de energía renovable, es el de Jouktai

(energía eólica), se están haciendo algunos esfuerzos, por parte del gobierno,

para captar la atención de inversionistas privados, para que a futuro inviertan en

estos tipos de fuentes de energía, especialmente en las zonas más precarias del

país. Por ello se han creado una serie de incentivos, como la exención de

impuestos, como el IVA, para maquinaría importada para uso de generación

eléctrica en fuentes de energía renovables, para atraer la atención de esos

posibles inversionistas.

3.2. Datos Actuales

Actualmente, la capacidad instalada del SIN durante el periodo 2002-2007, se

ha mantenido en valores de alrededor de 13.300MW. Este valor se encuentra muy

por encima de la demanda durante este mismo periodo, que se ha mantenido, en

promedio, superior a los 8.000MW.

6


Tabla 1. Potencia en Colombia 2002-2007 [6]

CAPACIDA INSTALADA

DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA DIFERENCIA

Año MW MW MW 2002 13.431,00 8.078,00 5.353,00 2003 13.231,00 8.257,00 4.974,00 2004 13.399,00 8.332,00 5.067,00 2005 13.348,00 8.639,00 4.709,00 2006 13.277,00 8.762,00 4.515,00 2007* 13.304,00 8.515,00 4.789,00 Fuente: XM, Agosto 2007*

Tabla 2. Generación Eléctrica en Colombia 2002-2006 [6]

GENERACIÓN REAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA

DEMANDA ENERGÍA ELÉCTRICA SIN DIFERENCIA

Año GWh GWh GWh 2002 44.742,70 44.499,20 243,50 2003 46.803,10 45.767,90 1.035,20 2004 48.617,90 47.019,30 1.598,60 2005 50.466,70 48.828,90 1.637,80 2006 52.368,20 50.813,50 1.554,70

Fuente: XM, Agosto 2007

Adicional a esto, la demanda de energía eléctrica también ha estado por

debajo de la generación real. Por esta razón, Colombia ha sido capaz de exportar

energía eléctrica a sus vecinos países (Ecuador y Venezuela). El promedio de

consumo del país es de 3.948,8 GWh/mes. Este consumo ha ido aumentando

durante el transcurso de los años, durante este periodo (ver Figura 1), mostrando

que la demanda de energía seguirá aumentando en los próximos años, lo que

lleva a concluir que se debe planear a futuro, el aumento de la generación real de

energía eléctrica que vaya acorde con este incremento de la demanda.

Cabe resaltar que los datos anteriores sobre la situación energética actual del

país aluden solo a la parte que pertenece al SIN, obviando por completo la otra

7


parte de Colombia que no se encuentra conectada al sistema de interconexión

nacional. A esta parte del país, que solo cuenta con una cobertura del servicio de

energía eléctrica del 34%, se le llama el ZNI (Zonas No Interconectadas). Dichas

zonas dependen, en un 95%, de la producción energética con ACPM, lo que

aumenta los niveles de contaminación y el riesgo de desabastecimiento de tan

vital servicio por el incremento de los precios (se debe tener en cuenta que estas

zonas son rurales y en su gran mayoría gente de escasos recursos).

4

Figura 1. Incremento Anual de la demanda de energía en Colombia entre el 2003-2006

El problema con el ACPM, además de contaminar, es que en el país hay una

escasez de este combustible, ya que la demanda esta muy por encima de la

oferta. Y aunque el precio del ACPM es inferior al de la gasolina, en los próximos

años tenderán a igualarse. En este momento la demanda es suplida por la

importación de ACPM de Venezuela, pero el gobierno invierte mucho en los

subsidios para este combustible debido a los mayores precios del ACPM

importado. Y aunque la entrada de la ampliación de la refinería en Cartagena

amortiguará la subida del precio, seguirá aumentando su valor. Adicional a esto, el

transporte de este combustible desde el norte del país hace más difícil su

2003 2004

3,5

32,5

% 21,5

10,5

0

2005 2006Año

8


consecución en la zona más necesitada (zona sur-oriental), lo que refleja la

dependencia del ACPM venezolano que es más asequible en dicha zona.1

Las razones por las cuales no se le ha brindado un mejor servicio de energía

eléctrica a estas zonas del país se deben a múltiples factores, entre los cuales se

encuentran la presencia de grupos ilegales al margen de la ley y poca presencia

del estado; zonas de acceso muy restringido y muy apartadas debido a bosques,

selvas y otros factores geográficos y la falta de capital de inversión; entre otros.

El estado actual del país, en cuanto a la cobertura de energía eléctrica, se

puede apreciar en los mapas de los Anexos 1 al 6. Se puede apreciar de estos

mapas, que la zona más afectada por la falta del servicio de energía eléctrica es

efectivamente la zona sur-oriental del país, siendo los departamentos de Vichada,

Vaupés, Guainía, Guaviare, Amazonas y Putumayo los más afectados, además de

los departamentos de Chocó y Bolívar en la zona norte del país.

3.3. Tipos de plantas instaladas

Los tipos de plantas instaladas en Colombia son hidroeléctricas,

termoeléctricas y eólicas, aunque esta última representa menos del 0.15% de la

producción de energía eléctrica nacional.

1 Sobra anotar, que al día de hoy existen tensiones políticas muy fuertes entre Colombia y

Venezuela, lo que pone en riesgo el comercio entre estos dos país, y por ende el fácil acceso al

ACPM venezolano. Adicional a esto, mucho del ACPM que entra al país por la frontera colombo-

venezolana es de contrabando, lo que perjudica aún más el abastecimiento de dicho combustible y

la economía del país.

9


3.3.1. Hidroeléctricas

Colombia es uno de los países con mayor potencial hídrico en el mundo y se

pueden encontrar hasta seis tipos de aguas (lluvias, superficiales, subterráneas,

termo-minerales, marinas y oceánicas, y aguas de alimentación glacial). Adicional

a esto, recibe una precipitación anual promedio de más de 3.000mm;

considerablemente mayor que el nivel promedio de lluvias a nivel mundial

(900mm/año) y el nivel suramericano (1.600mm/año) [11]. Esta es una razón de

peso suficiente para comprender porque más del 64% de la generación de energía

eléctrica del país proviene de hidroeléctricas.

Sin embargo, aunque la energía proveniente de las hidroeléctricas es

considerada renovable, sólo cuando son proyectos hidroeléctricos pequeños,

llamados PCH (Pequeñas Centrales Hidroeléctricas), es que realmente se genera

un impacto ambiental mínimo y se pueden clasificar como MDL (Mecanismos de

Desarrollo Limpio)2.

Las hidroeléctricas tienen un impacto ambiental enorme, causando cambios

ambientales irreversibles donde se ubican las represas. La influencia de dichas

plantas va desde donde nace el agua hasta llegar el mar, incluyendo la cuenca

hidrográfica y el valle del río aguas abajo de las represas. Existen efectos

ambientales directos de la construcción de una represa, como por ejemplo la tierra

donde se forma la represa y la alteración del caudal de agua. Como consecuencia

de esto, se genera un impacto directo en los suelos, la vegetación, la fauna, las

tierras silvestres, la pesca, el clima y las poblaciones humanas del área. Si no se

limpia adecuadamente un terreno antes de inundarlo, la descomposición de la

vegetación disminuye los niveles de oxígeno del agua y afecta la vida acuática. 2 “Colombia suscribió y ratificó el Convenio Marco de las Naciones Unidas del Cambio Climático y

el protocolo de Kyoto, sin embargo no tiene compromisos sobre reducción de emisiones de gases

de efecto invernadero por ser un país en vía de desarrollo”. [20]

10


Además, al descomponerse la vegetación en forma anaeróbica, se produce sulfuro

de hidrógeno (H2S, nocivo para las organismos acuáticos y corrosivo para las

turbinas de la represa); metano y dióxido de carbono. También, al represar el

agua, se retienen las partículas suspendidas que trae el río, disminuyendo los

niveles de limos ricos en alimentos en el agua, y como consecuencia se tiene que

compensar con fertilizantes para mantener la productividad agrícola en las tierras

bajas de la represa [8].

Adicional a esto, se debe tener en cuenta que el nivel de riesgo de desarrollo

del proyecto de una hidroeléctrica es alto, y que los niveles de inversión, los

riesgos geológicos y de construcción, son mucho mayores que para los proyectos

térmicos, y en algunos casos, que los proyectos de fuentes de energía renovable.

Esta puede ser una de las razones por las cuales ha aumentado el número de

plantas termoeléctricas en el país.

3.3.2. Termoeléctricas

Las termoeléctricas representan más del 33% de la producción energética del

país, produciendo su energía a partir del petróleo y sus derivados, del carbón, del

gas natural, y de la biomasa (bagazo, leña, residuos industriales). Las que utilizan

gas, representan alrededor del 27% de la producción nacional de energía, y las

que utilizan carbón alrededor del 5%.

En Colombia, la energía demandada de las termoeléctricas varía

enormemente. Esto se debe a que en épocas de sequía y en periodos de alta

demanda, como Diciembre, es cuando más se utilizan dichas plantas; lo que

ocasiona fluctuaciones en la demanda de combustible y por ende en los precios

del kWh. Sobra mencionar que este tipo de plantas ayudan a incrementar la

contaminación ambiental, y a elevar los niveles de CO2 en la atmósfera; además

11


dependen de un producto cada vez más caro, que a su vez incrementa los precios

de la energía.

3.3.3. Eólicas

Actualmente solo existe una planta de generación eléctrica a partir del

viento. Esta se encuentra ubicada en la parte alta de la Guajira, con una

capacidad instalada de 19,5MW. La planta de Jepirachi cuya generación, además

de contribuir a la reducción de gases de efecto invernadero, no produce mayores

impactos ambientales pero tiene una limitación muy grande: debido a la

intermitencia de los vientos, no puede atender una demanda continua de energía,

por lo que debe estar asociada con otras fuentes.

Sin embargo es el primer proyecto de fuentes de energía renovable que se

instala en Colombia, y fue posible debido a “el nivel de velocidad de los vientos en

la Guajira, la condición especial del puerto, las facilidades de transporte terrestre,

la conexión a red, la zona aduanera especial, los impactos mínimos sobre el

medio ambiente, y la escalabilidad compatible, expandible y replicable, entre otros

factores” [20].

Para este proyecto, los riesgos financieros fueron asumidos por la EEPPM,

y en este caso en particular, se hizo viable debido a los beneficios de la ley de

ciencia y tecnología en COLCIENCIAS. Adicional a esto, este proyecto aporta

muchísimo en la identificación de aspectos que son necesarios para el

mejoramiento de las condiciones de la generación eólica en el país, debido a su

carácter, tanto pionero como investigativo.

12


3.4. Producción por tipo de planta

Del 2002 al 2007, la capacidad instalada de generación eléctrica fue dominada

por las hidroeléctricas en más del 64%, y por las termoeléctricas convencionales

de gas en más del 27%. Solo hasta el año 2004, la generación eléctrica mediante

la energía eólica, entró en operación en el país, con una participación inferior al

0.15%. La siguiente tabla resume la capacidad instalada efectiva por tipo de

fuente, el porcentaje de participación de cada una y la capacidad total de

generación nacional.

Tabla 3. Capacidad instalada efectiva por tipo de fuente en Colombia 2002-2007 (en MW) [6]

Año Hidráulica % Carbón Gas Eólica Otros % Total 2002 9.036 67 690 3.676 28 33 13.431 2003 8.852 66 692 3.633 54 34 13.231 2004 8.915 67 692 3.724 19 48 33 13.399 2005 8.943 67 694 3.659 9 43 33 13.348 2006 8.511 64 700 3.562 18 486 36 13.277 2007* 8.561 64 700 3.562 18 463 36 13.304

*: A Julio de 2007 Elaboró: UPME - Subdirección de Información Fuente: XM, Agosto 2007

Estas plantas de generación se encuentran predominantemente distribuidas en

la zona central del país. En el ANEXO 4 se muestra la ubicación de las

hidroeléctricas y las termoeléctricas que existen actualmente. En el Anexo 7 y el

Anexo 8 se muestran los nombres de dichas plantas, las empresas a las que

pertenecen y la capacidad neta de producción en MW.

13


3.5. Planes a futuro

En cuanto a generación eléctrica, solo se tiene definido, para los próximos

años, la construcción de dos hidroeléctricas, que son Porce III, con una capacidad

de 660MW, y Río Amoyá con una capacidad de 80MW. No sobra decir que estos

dos proyectos son promovidos por capital público (EEPPM e ISAGEN,

respectivamente).

En el Anexo 8 se muestra una tabla tomada del Boletín Estadístico de Minas y

Energía 2002–2007, expedido por el Ministerio de Minas y Energía, mediante la

UPME, donde se muestran los proyectos de generación que se encuentran

registrados hasta el 2007.

14


4. GEOTÉRMIA

4.1. Breve historia de la geotermia

Este pequeño resumen muestra los eventos más importantes en la historia de

la geotermia, enfocándose en la generación eléctrica.

Tabla 4. Historia de la Energía Geotérmica

1740 Primeras mediciones con termómetros. Fueron probablemente realizadas en una mina cerca de Belfort, en Francia.

1800

A comienzos del siglo XIX los fluidos geotermales fueron explotados por su contenido energético. En Italia, Francisco Larderel instaló una industria, en la zona de Larderello, para extraer el ácido bórico de las aguas calientes boratadas. El ácido bórico se obtenía evaporando el agua utilizando la madera de los bosques de los alrededores, y como consecuencia de ello, comenzaron a desaparecer.

1827

Francisco Larderel desarrolla un sistema para evaporar el agua, utilizando el calor de la tierra, en vez de quemar la madera. Adicional a esto se empezó a utilizar el vapor geotérmico para accionar máquinas, tales como elevadores, bombas recíprocas, bombas centrífugas, entre otras, lo que se utilizó en las perforaciones para la industria local de ácido bórico.

1870 Modernos métodos científicos fueron utilizados para estudiar el calor que emanaba de la tierra, aunque solo hasta el siglo XX, con el descubrimiento del calor radiogénico, se entendió tal fenómeno.

1892 Boise, Idaho (USA). Entra en operación el primer sistema distrital de calefacción geotérmica.

1904 Larderello. Primer intento de generar electricidad a partir de vapor geotérmico por el Príncipe Piero Ginori Conti. La generación de electricidad en Larderello fue un suceso comercial.

1910 Empieza el uso del vapor de baja presión que fue utilizado para calentar invernaderos, edificios industriales y residenciales, cerca a Larderello. Otros países también empezaron a desarrollar sus recursos geotérmicos a escala industrial.

1919 Japón perfora sus primeros pozos geotermales.

15


1921 Son perforados los primeros pozos en los Estados Unidos (The Geyser, California) y en Chile3 (El Tatio).

1928 Islandia inició la explotación de sus fluidos geotermales para calefacción doméstica.

1942 Italia alcanzó los 127.650kW de capacidad geotermoeléctrica instalada.

1958 Nueva Zelanda pone en operación una pequeña planta geotermoeléctrica.

1959 México pone en operación una pequeña planta geotermoeléctrica.

1960 USA pone en operación una pequeña planta geotermoeléctrica.

2005 Más de 20 países poseen plantas geotermoeléctricas, sumando una capacidad mundial de 9.064MW en el 2005.

Se debe tener en cuenta que la aplicación de la geotermia no está supeditada

solo a la generación eléctrica. El uso más antiguo de la geotermia conocido por el

hombre es el de los baños termales. A continuación se muestra una gráfica con

los usos más comunes de la energía geotérmica en el mundo.

USOS NO ELÉCTRICOS MÁS COMUNES EN EL MUNDO

Bombas de Calor Baños Calefacción Invernaderos Acuicultura Procesos Industriales

Figura 2. Usos no eléctricos más comunes en el mundo [22]

3Se debe tener en cuenta que aunque en Chile se hicieron estudios desde 1921, siendo uno de los

primeros países en hacer pozos con el fin de explorar la capacidad geotermal, su primera planta

solo entrará a funcionar hasta el 2010, casi 90 años después [3].

16


4.2. Plantas Geotermales

4.2.1. Que son y como funcionan

Una planta geotermal, funciona prácticamente igual que una termoeléctrica: se

utiliza vapor a altas presiones para hacer girar las turbinas de un generador, que a

su vez genera electricidad. La diferencia básica radica en el hecho que las plantas

geotermales, a diferencia de las térmicas convencionales, obtienen el calor para

generar el vapor de la tierra. Por lo que no necesitan quemar combustible para

calentar el agua, y obviamente, tampoco necesitan las calderas y todo lo que eso

conlleva (mantenimiento, limpieza, espacio).

El esquema de una típica planta geotermal es como se muestra a continuación:

Extracción de

Gases No Consensables

Torre deEnfriamiento

Condensador

Turbina deVapor

Generador

Válvula de

Contol

Separador

Pozo de Producción

Pozo de Reinyección

Pozos de reinyección o Usos directos

Figura 3. Esquema típico de una planta geotermal de condensación

Aunque alrededor del mundo existen zonas geotérmicas donde puede operar

una planta geotermal, no en todos lados son asequibles y accesibles dichas

17


zonas. Adicional a esto, existen zonas de baja entropía, que se caracterizarán por

bajas temperaturas (inferiores a 100° C) a profundidades económicamente

alcanzables (entre 2 y 3km). También existen zonas donde la temperatura puede

ser muy alta (sobre los 400° C).

Además de lo anterior, para considerar una zona como potencial ubicación de

una planta geotermal, no solo se necesita temperatura si no más bien un sistema

geotérmico. En un sistema geotérmico, se utiliza agua atrapada en la corteza de la

tierra, la cual se encuentra cerca de una fuente de calor para transportar ese calor

del interior de la tierra hacia la superficie. Un sistema geotérmico consta de 3

elementos principales:

1. Una fuente de calor: El calor proviene del magma, y la fuente está,

habitualmente, entre 3 y 15km de profundidad a una temperatura entre

500º y 600º C.

2. Un reservorio: Consta de un techo compuesto de rocas impermeables, un

acuífero de alta permeabilidad el cual se encuentra entre 0,3 y 2km de

profundidad, y un fondo de rocas fracturadas que permiten la circulación y

calentamiento del fluido.

3. Un fluido: Generalmente se utiliza agua y esta proviene, normalmente, de

las aguas-lluvias, y se encuentra, dependiendo de la temperatura y la

presión dentro del reservorio, en fase líquida, en fase de vapor, o en

ambas. Además, esta agua contiene, comúnmente, sustancias químicas

disueltas y gases tales como CO2 y H2S.

Para poder acceder y explotar estos sistemas geotérmicos, se realizan

perforaciones con técnicas muy similares a las de extracción de petróleo y gas,

pero para que se pueda producir electricidad con un rendimiento aceptable, la

temperatura debe estar entre 150º y 180º C.

18


Estos sistemas geotérmicos se pueden dividir en 4 tipos de yacimientos,

dependiendo de la temperatura:

1. Alta temperatura: Temperaturas entre 150º y 400º C. Contiene vapor

sobrecalentado, aunque al principio de la exploración, generalmente brota

con agua sobrecalentada la cual toca remover para la producción de

electricidad.

2. Mediana temperatura: Temperaturas entre 70º y 150º C. El rendimiento

para la generación eléctrica es muy bajo. Para este tipo de sistemas se

utilizan pequeñas centrales eléctricas de tipo binario.

3. Baja temperatura: Temperaturas entre 50º y 70º C.

4. Muy baja temperatura: Temperatura entre 20º y 50º C.

Cuando se tiene un sistema geotérmico de alta temperatura, se genera

electricidad, normalmente, utilizando turbinas de vapor convencionales (las

mismas que se utilizan un una termoeléctrica), aunque estas requieren un fluido

que se encuentre a altas presiones. Aquí se tienen dos opciones: plantas con

descarga atmosférica o plantas de condensación. Las turbinas con descarga

atmosférica son más simples y económicas, pero son también, menos eficientes.

Consumen casi el doble de vapor que las plantas de condensación por kWh

producido, aunque las plantas de descarga atmosférica son perfectas para

utilizarlas como plantas piloto ya que pueden ser construidas e instaladas muy

rápido, comenzando operaciones casi que al año o año y medio de la

construcción. Adicional a esto, también sirven como plantas portátiles y para

generar electricidad en pozos exploratorios durante el desarrollo del campo.

Además estas plantas de descarga atmosférica están disponibles en valores

menores a 5MW de capacidad.

Las plantas de condensación son más complejas que las plantas de descarga

atmosférica, y generalmente son de mayor tamaño debido a que tienen más

19


equipos auxiliares, por lo que se demoran casi el doble del tiempo para construir e

instalar. Además de ser más eficientes que las de descarga atmosférica, tienen

costos iniciales más elevados, pero son más productivas y rentables. Es común

ver plantas de 55 a 60MW, pero se pueden construir hasta del doble de

capacidad; todo depende del sistema geotérmico.

Las plantas binarias son utilizadas cuando se tiene un sistema geotérmico de

mediana temperatura. Estas funcionan, principalmente con vapor húmedo o agua

caliente y han tenido progresos relevantes debido al mejoramiento de la tecnología

de fluidos binarios. Estas plantas utilizan un fluido secundario (comúnmente de

carácter orgánico como el iso-butano o el iso-pentano), que tiene un bajo punto de

ebullición y una alta presión de vapor a bajas temperaturas.

“El fluido secundario es manejado según el ciclo convencional

Rankine (ORC): el fluido geotermal entrega calor al fluido secundario

a través de intercambiadores de calor, en los cuales este fluido es

calentado y vaporizado; el vapor producido acciona una turbina

normal de flujo axial, posteriormente es enfriado y condensado, y el

ciclo comienza nuevamente” [22]

Normalmente, las plantas binarias son pequeñas, de pocos MW de capacidad

o menos y los costos dependen principalmente de la temperatura del fluido

geotermal utilizado, ya que de ahí parte el tamaño de la turbina, los

intercambiadores de calor y el sistema de enfriamiento. Cabe mencionar que las

plantas binarias, en campos con temperaturas por debajo de los 170º C, son

seguras y de costos apropiados para la generación eléctrica.

Adicional a esto, existe otra tecnología para este tipo de plantas llamado Ciclo

de Kalina. Esta tecnología utiliza un fluido que es una mezcla entre agua y

amoniaco (20 y 80% respectivamente), y se dice que eleva la eficiencia de las

20


plantas binarias en un 20 a 40%, además de reducir los costos de construcción

entre un 20 y un 30% [24].

Algunas de las ventajas que tienen las plantas geotermales son:

1. Los precios de la energía no dependen de los precios del petróleo.

2. El impacto ambiental es minúsculo y los residuos que produce son

mínimos en comparación con una termoeléctrica convencional.

3. Sirve, no solo para generar electricidad, si no también, dependiendo del

pozo, puede generar insumos químicos, dándole un valor agregado a la

planta.

4. Los únicos costos son los iniciales y los de operación y mantenimiento.

5. Ocupan muy poco espacio.

6. Pueden ser localizadas en zonas remotas y de poco acceso.

7. La producción de energía es muy eficiente y económica.

8. La producción es constante en el tiempo. No dependen de factores

climáticos ni de las reservas de combustible.

9. Utiliza energía renovable.

10. Elimina otros impactos ambientales como la minería, el procesamiento y

el transporte de las combustibles fósiles.

11. Ayuda a conservar los recursos de agua potable, ya que utiliza solo 5

galones de agua fresca por MWh, en comparación con las termoeléctricas

de carbón que utilizan hasta 361 galones por MWh.

12. Ayuda a estabilizar los precios de la energía, ya que los costos de la

potencia producida por las plantas geotermales son casi invariables en el

tiempo.

Pero, como todo, también tienen sus desventajas:

1. Puede emanar sulfuro de hidrógeno (H2S), el cual se detecta por su olor a

huevo podrido, pero que en grandes cantidades no se percibe y es letal.

21


2. En ciertos casos, pueden haber emisiones de CO2, pero en comparación

con las termoeléctricas convencionales, estos valores son insignificantes.

3. Puede llegar a contaminar aguas próximas con sustancias como arsénico,

amoníaco, mercurio, etc.

4. Pueden llegar a producir contaminación térmica.

5. No está disponible más que en determinados lugares.

6. Altos costos iniciales.

4.2.2. Exploración

La exploración para la construcción de plantas geotermales comienza con los

estudios geológicos e hidrológicos de la zona, utilizando técnicas geoquímicas,

geofísicas, geológicas e hidrológicas que son usadas para identificar y cuantificar

los recursos geotérmicos. La importancia de estos estudios radica en su en su

función de precisar donde se deben hacer las perforaciones para incrementar las

probabilidades de encontrar y llegar al sistema geotérmico. Los datos obtenidos en

estos estudios aportan información fundamental para la ingeniería del reservorio y

la producción, reduciendo ampliamente la duración y costos de la exploración.

Cabe resaltar que todas las técnicas geofísicas son costosas, y así como pueden

ser útiles en el algunos casos, en otros simplemente sobran, por lo que su uso no

debe ser indiscriminado en cualquier situación o condición. Esto se hace con el fin

de minimizar los costos.

Una vez completados estos estudios (fase I o de prefactibilidad), se procede a

realizar los pozos de exploración (fase II o de factibilidad) para constatar la

información inicial, además de cuantificar y caracterizar los recursos. Las

perforaciones geotérmicas son más difíciles y costosas que las perforaciones

convencionales de petróleo debido a las altas temperaturas y a la corrosión

producida por los fluidos geotermales, al igual que la dureza y abrasividad de las

22


rocas del reservorio. Normalmente, la profundidad de los pozos de media y baja

temperatura oscila entre los 200 y 1.500 metros, mientras que la profundidad de

los pozos de alta temperatura oscila entre los 700 y los 3.000 metros [23].

Según J.T. LUMB [17], existen nueve objetivos principales en la exploración

geotérmica:

1. Identificar el fenómeno geotermal.

2. Averiguar si existe un campo geotérmico utilizable.

3. Estimar el tamaño del recurso.

4. Determinar el tipo de campo geotérmico.

5. Localizar las zonas productivas.

6. Determinar el contenido calórico de los fluidos que serán erogados por los

pozos en el campo geotérmico.

7. Compilar un conjunto de antecedentes básicos con los cuales pueden ser

confrontados los futuros controles.

8. Determinar aquellos parámetros ambientalmente sensibles, en forma

previa a la explotación.

9. Tomar conocimiento acerca de algunas características que pudiesen

ocasionar problemas durante el desarrollo del campo.

Tabla 5. Precios de diferentes estudios (USD del 2008)4

Estudios Precios Estudios geológicos-vulcanológicos $35,000 Estudios geoquímicos $120,000 Estudios geofísicos $150,000 Estudios hidrogeológicos $50,000 Total $355,000

4 CORREO ELECTRÓNICO del Dr. Enrique Luis Tono, Director & CEO de Ingrain Inc.

(www.ingrainrocks.com). Bogotá, DC., 15 de mayo de 2008.

23

http://www.ingrainrocks.com/


Los valores de la Tabla 5 son valores estimados de los estudios realizados en

la fase de prefactibilidad para la exploración del terreno.

4.2.3. Costos y consideraciones económicas.

Los costos de capital, que incluyen, la compra de tierras, los estudios, las

perforaciones, la construcción de la planta, los costos de O&M (Operación y

Mantenimiento), la cantidad de potencia generada y vendida y el valor comercial

de la potencia eléctrica son los temas más importantes que determinan la

viabilidad de un proyecto de este tipo. La instalación de una planta geotérmica

está constituida por los pozos (Exploración); la tubería que transporta los fluidos

(Campos Geotérmicos), tanto los de entrada como los de reinyección; y el

complejo donde se encuentran las turbinas, disipadores, condensadores, etc.

(Planta). Todos estos elementos inciden en los costos de inversión por lo que se

deben escoger y estudiar muy bien para no incurrir en sobrecostos. No sobra

resaltar que la desventaja más grande (y única realmente) que tienen las plantas

geotermales son los elevados costos iniciales del proyecto, donde estos son

mayores que los de una planta similar alimentada por combustibles fósiles.

Aunque paradójicamente, la energía que consume una termoeléctrica

convencional cuesta mucho más que la de las geotermales, en la cual los costos

corresponden al mantenimiento de los elementos de la planta (vaporductos,

válvulas, bombas, intercambiadores de calor, etc.).

Dependiendo de la temperatura y composición química de la fuente, además

de la tecnología que se implemente, los costos de capital de una planta geotermal

se encuentran entre $1.500 y $3.000 dólares por kW instalado [25]. Además, la

vida promedio de este tipo de plantas está entre 30 y 50 años, donde el retorno de

capital se planea para que sea en los primeros 15. Pasado el tiempo de retorno,

24


los costos pueden bajar hasta en un 50% o más, quedando solo con lo necesario

para que en los restantes 15 a 35 años se tenga lo suficiente para O&M [30].

Cabe anotar que los costos de capital, en dólares por kW instalado, de las

hidroeléctricas están entre $735 y $4.778; los de las plantas nucleares están entre

$1.500 y $4.000; los de las termoeléctricas, que funciona con carbón, están entre

$1.070 y $1.410, aunque los costos de esta última dependen de los precios del

carbón y la disponibilidad.

En los proyectos de plantas geotermales, las perforaciones de los pozos son

las actividades más costosas de todo el proyecto. Cada pozo cuesta entre 1 y 4

millones de dólares, y el campo geotermal puede consistir de 10 a 100 pozos, por

lo que las perforaciones pueden llegar a ser entre el 30 y el 50% del valor total del

proyecto.

Tabla 6. Costos de Capital Directo Plantas Geotérmicas (USD/kW de potencia instalada) [25]

Plantas Costos Recurso de Alta Calidad

Recurso de Mediana Calidad

Exploración $400–$800 $400–$1,000 Campo Geotérmico $100–$200 $300–$600

Planta $1,100–$1,300 $1,100–$1,400 Pequeñas (<5 MW)

Total $1,600–$2,300 $1,800–$3,000 Exploración $250–$400 $250–$600

Campo Geotérmico $200–$500 $400–$700 Planta $850–$1,200 $950–$1,200

Medianas (5–30 MW)

Total $1,300–$2,100 $1,600–$2,500 Exploración $100–$400 $100–$400

Campo Geotérmico $300–$450 $400–$700 Planta $750–$1,100 $850–$1,100

Grandes (>30 MW)

Total $1,150–$1,750 $1,350–$2,200

25


Las plantas geotermales operan, normalmente, en un 90% del tiempo,

generando costos de O&M que van desde 0.15 hasta 1.4¢ de dólar por kWh,

aunque a veces, cuando los precios del kWh suben, las plantas pueden operar

entre el 97 y 98% del tiempo, aumentando los costos de O&M, pero también las

ganancias. Para reducir dichos costos, se recomienda que la complejidad técnica

de la planta este a un nivel accesible del personal técnico disponible. Solo cuando

existan operaciones de mantenimiento complejas es que se debe recurrir a

técnicos altamente especializados.

La Tabla 7 muestra costos promedios de mantenimiento de plantas

geotermales dependiendo de su tamaño. Si comparamos estos costos con otros

tipos de plantas (hidroeléctricas 0.7US¢/kWh, carbón 0.46US¢/kWh, nuclear

1.9US¢/kWh), vemos que se encuentran dentro de los rangos de O&M generales,

lo que las hace competitivas. Es más, los costos promedio de producción durante

la vida útil de las plantas geotermales (entre 1.5 y 7US¢/kWh)5 las hacen aún más

competitivas incluyendo, además, el hecho que la contaminación producida por

este tipo de plantas es casi nula.

5“El costo nivelado de producción de potencia (levelized cost of power production) es el costo

promedio de producción de potencia durante la vida de una central eléctrica, teniendo en cuenta

todos los gastos principales y los costos de operación y mantenimiento... Los factores clave que

afectan los costos de la potencia geotérmica son la profundidad y la temperatura del recurso,

productividad del pozo, la conformidad ambiental, la infraestructura del proyecto y factores

económicos como la escala del desarrollo y el proyecto que financia los costos… los costos

nivelados verdaderos de generación geotérmica de la electricidad son $0.045-$0.07 por kWh, que

es competitivo con algunas centrales eléctricas de hidrocarburos, pero sin la contaminación. El

costo más bajo de la electricidad geotérmica es aproximadamente de $0,015 por kWh. En los

Geysers, la potencia es vendida en $0,03 a $0,035 USD por kWh... El costo de generar potencia

eléctrica de recursos geotérmicos ha disminuido cerca de 25% en las pasadas dos décadas”. [27]

26


Tabla 7. Costos de O&M de Plantas Geotermales (US ¢/kWh) [26]

Planta Geotermal Costos

Pequeña (<5 MW) Mediana (5–30 MW) Grande (>30 MW) Campo 0.35–0.70 0.25–0.35 0.15–0.25 Planta 0.45–0.70 0.35–0.45 0.25–0.45 Total 0.80–1.40 0.60–0.80 0.40–0.70

Tabla 8. Energía y costos de inversión para producción de energía eléctrica mediante

fuentes renovables (Fridleifsson, 2001) [10]

Fuentes Renovables Costo Actual de la Energía (US ¢/kWh)

Posible Costo Futuro de la Energía

(US ¢/kWh)

Costo de la Planta a la entrega (US $/kW)

Biomasa 5 - 15 4 - 10 900 - 3.000 Geotermia 2 - 10 1 - 8 800 - 3.000 Eólica 5 - 13 3 - 10 1.100 - 1.700 Solar (fotovoltaica) 25 - 125 5 - 25 5.000 - 10.000 Solar (electricidad térmica) 12 - 18 4 - 10 3.000 - 4.000

Mareomotriz 8 - 15 8 - 15 1.700 - 2.500

En casi el 50% de los países en vía de desarrollo, como Colombia, se

encuentran recursos geotermales que pueden llegar a ser una fuente importante,

tanto de energía como de ingresos. Adicional a esto, los proyectos geotérmicos no

solo contribuyen al desarrollo sostenible de un país (disminuye la dependencia de

combustibles fósiles), si no que también contribuyen a generar más oportunidades

de empleo, entre directos e indirectos. Por esto, la importancia de plantas

geotermales pequeñas se hace cada vez más evidente, más aún, en zonas

apartadas del país, donde tener acceso a la energía eléctrica es difícil y

conectarse al SIN no es una solución viable, ya que el costo de llevar electricidad

a pequeñas comunidades apartadas se hace casi prohibitivo. Para tener una idea

de cuan útil puede ser una planta geotérmica pequeña cabe resaltar que una

planta de 100 kW puede abastecer de 100 a 500 personas y una planta de 1 MW

puede abastecer de 1.000 a 5.000 personas [22].

27


Las Filipinas como ejemplo mundial

A finales de los 70s, el gobierno filipino instauró un plan energético en el cual

se desarrollaron sus fuentes autóctonas de energía, como la geotermia,

reduciendo su dependencia del petróleo de un 95% a un 50% a mediados de

los 80s. Actualmente es el segundo país con la mayor capacidad de

generación eléctrica proveniente de la geotermia, después de los EEUU [14].

Algunos de los incentivos que fueron utilizados por el gobierno filipino son:

• Servicio de pago de hasta el 40% de ingresos netos.

• Exención de todos los impuestos excepto el impuesto sobre la renta.

• El impuesto sobre la renta pagado con la ayuda del gobierno.

• Exención del pago de impuestos arancelarios e impuestos sobre la

importación de maquinaria, equipos, partes y todos los materiales

para la operación de plantas geotermales.

• La depreciación de los equipos durante un período de 10 años.

• Fácil repatriación de bienes de capital de inversión y de ganancias de

remesas.

• Entrada de técnicos y personal extranjero especializado (incluyendo a

los miembros de su familia).

Según el Departamento Filipino de Energía, otras ocho plantas de energía

geotérmica entrarán en servicio entre el 2003 y el 2010, con una capacidad

prevista de 621MW [29].

28


4.2.4. Impacto ambiental

Como cualquier construcción, las plantas geotermales también causan

impactos ambientales debidos, en su mayoría, a emisiones gaseosas, ruido,

cambios en el paisaje, y el potencial de afectar el suelo.

Las emisiones gaseosas se deben a que los fluidos geotermales tienen gases

disueltos, como CO2, H2S, amoniaco, hidrógeno, nitrógeno, metano y radón, así

como pequeñas cantidades de boro, arsénico y mercurio; y a diferencia de las

fuentes fósiles convencionales, no liberan óxidos nitrosos ni dióxido de sulfuro, los

cuales son los causantes de las lluvias ácidas. Además, la cantidad de CO2

liberado por este tipo de plantas es del orden de una décima parte del liberado por

termoeléctricas que funcionan con carbón.

Tabla 9. Comparación de Emisiones de CO2 por Fuente de Potencia [4]

Fuente de Potencia Emisiones de CO2 (g/kWh) Geotermal 91Gas Natural 600 Petróleo 893 Carbón 950

El sulfuro de hidrógeno (H2S) es uno gas que emana de las plantas

geotermales, aunque contamina, no por su contribución al calentamiento global o

a la formación de lluvia ácida, si no por su fétido olor a huevo podrido. Sin

embargo, se pueden adoptar varios procesos (como el Stretford que reduce las

emisiones hasta en un 90%) para reducir las emisiones de este gas;

recientemente se han desarrollado técnicas para la transformación de sulfuro de

hidrógeno en dióxido de sulfuro, el cual se puede transformar a su vez en ácido

sulfúrico y puede ser vendido para producir mayores ingresos.

29


De forma similar, se puede tratar el fluido geotérmico, una vez ya ha sido

utilizado para generar electricidad, para separar los productos químicos que

transporta, y venderlos para así incrementar los ingresos de la planta.

En cuanto a los cambios en el paisaje y la ocupación de tierras, las plantas

geotermales utilizan muy poca tierra para generar electricidad. Un campo

geotermal utiliza alrededor de 0.4 a 3.2 hectáreas por MW, mientras que las

plantas nucleares utilizan entre 2 y 4 hectáreas por MW y las termoeléctricas de

carbón 7.7 hectáreas por MW [28]. Además las plantas geotermales pueden ser

ubicadas en zonas de pastoreo, zonas de cultivos o bosques y pueden compartir

el terreno tanto con animales domésticos como con silvestres.6

Otro factor de contaminación de las plantas geotermales es el ruido, el cual

alcanza los niveles máximos durante las fases de exploración (perforaciones) y

construcción. Aunque durante la producción también se produce ruido debido al

vapor que circula por las tuberías, a las descargas ocasionales, a los ventiladores

de las torres de enfriamiento, a los inyectores de vapor y al zumbido de las

turbinas. Durante las fases de exploración y construcción, los niveles de ruido

pueden llegar hasta los 120dB, pero si se utilizan los equipos protectores

necesarios, y se utilizan mecanismos para reducir el ruido, su impacto puede ser

mínimo. Además estos ruidos son imperceptibles a un kilómetro de distancia.

Algunos otros daños al ecosistema como lo son los reventones y las descargas

de gases no deseados, durante las perforaciones, pueden contaminar las aguas

superficiales aledañas y la atmósfera, aunque son casos esporádicos y fáciles de

6“Un ejemplo es el Hell’s Gate National Park en Kenya el cual se estableció al rededor de la central

geotermoeléctrica Olkaria I de 45MWe. Los usos de la tierra dentro del parque incluyen ganadería,

agricultura, floricultura, y la conservación de la vida silvestre dentro del parque. Después de un

extensivo análisis de impacto ambiental, una segunda planta, Olkaria II, fue aprobada para ser

instalada dentro del parque en 1994, y una central adicional está bajo consideración”. [17]

30


controlar. Pero de todos los impactos ambientales que pueden tener las plantas

geotermales, los peores son las descargas de aguas de deshecho. Los fluidos

geotermales con altas concentraciones de constituyentes químicos, tales como

boro, flúor o arsénico, generalmente son de altas temperaturas y deben ser

tratados y/o reinyectados en el reservorio.

Adicional a esto, si se extraen grandes cantidades de fluidos de un reservorio

puede que la tierra se hunda, ocasionando subsidencia en los suelos. Y aunque

esto es irreversible no es grave debido a que el hundimiento es lento y se

distribuye sobre grandes áreas. Para evitar daños debido a la subsidencia de los

suelos, se deben hacer constantes monitoreos de la zona para evitar que se vean

afectadas tanto la estabilidad de las construcciones de la planta como la de

algunas construcciones aledañas. Además, si se utilizan procesos de reinyección,

se puede mitigar e inclusive evitar la subsidencia, pero esto no asegura que no

suceda.

4.2.5. Tecnologías Futuras

Los avances tecnológicos apuntan a la reducción de costos y las mejoras de

eficiencia. Es por esto que se hacen esfuerzos para mejorar las tecnologías

existentes y se crean otras para ayudar o reemplazar a las antiguas. Dentro de las

nuevas y mejoradas tecnologías enfocadas hacia la producción de potencia

eléctrica mediante plantas binarias, se encuentran algunas mejoras en los

intercambiadores de calor y en la eficiencia de los condensadores. Esto debido a

que en el mundo es más probable encontrar reservorios de mediana o baja

temperatura, lo que ayudaría a expandir el mercado de la energía geotérmica. Así

mismo podemos encontrar nuevas tecnologías en desarrollo como las HDR (Hot

Dry Rocks).

31


Taba 10. Probabilidad y gravedad del impacto potencial sobre el ambiente de los proyectos de uso directo [18]

Impacto Probabilidad de Ocurrencia

Gravedad de Consecuencias

Contaminación del Aire ▼ ► Contaminación del Agua superficial ► ► Contaminación del Subsuelo ▼ ► Subsidencia de Terreno ▼ ▼► Altos niveles de ruido ▲ ▼► Reventones de pozos ▼ ▼► Conflictos con aspectos culturales y arqueológicos ▼► ▲►

Problemas socio-económicos ▼ ▼ Contaminación química o térmica ▼ ▲► Emisión de residuos sólidos ► ▲►

Bajo

Medio Bajo Medio

Medio Alto Alto

▼ ▼► ► ▲► ▲

En el caso de los intercambiadores de calor, se están conduciendo

investigaciones enfocadas a reemplazar costosos materiales en los cuales son

fabricados, como los son el acero inoxidable y el titanio, por materiales más

económicos y resistentes a la corrosión, como los aceros al carbón cubiertos con

bases de polímeros. Debido a la naturaleza corrosiva de los fluidos geotermales,

la conductividad térmica de los materiales convencionales se ve reducida, razón

por la cual se buscan materiales que sean más económicos, con mayor resistencia

a la corrosión y más eficiencia en la conducción térmica. Y en el caso de los

condensadores, se están haciendo investigaciones en aquellos que son enfriados

por aire. El NREL (National Renewable Energy Laboratory) está investigando

maneras de mejorar la eficiencia de estos condensadores mediante el uso de

aletas perforadas, pasando el flujo de aire a través de las perforaciones para

incrementar el intercambio de calor. Los resultados arrojados por los primeros

experimentos, muestran un incremento en la eficiencia entre un 30 y un 40%, lo

que mejoraría la eficiencia de las futuras plantas binarias [19].

32


En cuanto a la tecnología en desarrollo de las HDR, su importancia radica en la

posibilidad de acceder a la energía geotérmica sin la necesidad de yacimientos de

aguas termales a profundidades relativamente someras. Esto se debe a que las

HDR no necesitan estos tipos de yacimientos ya que los pozos perforados son

mucho más profundos que los convencionales (hasta 4.000 metros), y el agua es

inyectada a través de grietas artificiales a tales profundidades, donde el calor de

las rocas fundidas (magma) puede ser extraído. Es preciso resaltar que esta

tecnología debe ser desarrollada comercialmente ya que los costos de los pozos

aumentan exponencialmente a medida que aumenta la profundidad. Además los

reservorios hechos a tales profundidades son muy costos de desarrollar. Y aunque

las altas temperaturas de los recursos de magma ofrecen muchísima energía

geotérmica, la tecnología que existe hoy en día no permite que se puedan

aprovechar económicamente [35].

Actualmente se están desarrollando proyectos HDR en Estados Unidos, UK,

Japón, Alemania, Australia, Francia, y Suiza, y se espera que para el 2030 los

costos de este tipo de tecnología disminuyan casi en un 50%. Sin embargo, esta

tecnología seguirá siendo más costosa que la de las plantas geotermales

convencionales [9].

4.3. Situación mundial

Las últimas mediciones, para la capacidad de generación eléctrica a nivel

mundial, reportadas por el IGA (International Geothermal Association), que fueron

tomadas en el año 2005, muestran un incremento, desde el año 1990 al 2005, de

más de 3.200MW, lo que representa un incremento del 55% en 15 años. Hasta el

año 2005 se suman 25 países que obtienen beneficios de la energía geotermal, y

próximamente se espera que para el año 2010, Chile se le una a este grupo

países [3].

33


Tabla 11. Capacidad Instalada de Generación en el Mundo [16]

País 1990 MW 1995 MW 2000 MW 2005 MW Alemania 00,00 00,00 00,00 00,20 Argentina 00,67 00,67 00,00 00,00 Australia 00,00 00,17 00,17 00,20 Austria 00,00 00,00 00,00 01,00 China 19,20 28,78 29,17 28,00 Costa Rica 00,00 55,00 142,5 163,0 El Salvador 95,00 105,0 161,0 151,0 Etiopía 00,00 00,00 08,52 07,00 Filipinas 891,0 1.227 1.909 1.931 Francia (Guadeloupe) 04,20 04,20 04,20 15,00 Guatemala 00,00 33,40 33,40 33,00 Islandia 44,60 50,00 170,0 322,0 Indonesia 144,8 309,8 589,5 797,0 Italia 545,0 631,7 785,0 790,0 Japón 214,6 413,7 546,9 535,0 Kenya 45,00 45,00 45,00 127,0 México 700,0 753,0 755,0 953,0 Nicaragua 35,00 70,00 70,00 77,00 Nueva Zelanda 283,2 286,0 437,0 435,0 Papua Nueva Guinea 00,00 00,00 00,00 39,00 Portugal (Los Azores) 03,00 05,00 16,00 16,00 Rusia (Kamchatka) 11,00 11,00 23,00 79,00 Tailandia 00,30 00,30 00,30 00,30 Turquía 20,60 20,40 20,40 20,40 USA 2.775 2.817 2.228 2.544 Total 5.832 6.867 7.974 9.064

4.4. Situación Colombiana

En Colombia se han llevado a cabo varios estudios para conocer el potencial

geotérmico del país, pero la mayoría de estos estudios se hicieron hace más de 20

años, y al día de hoy no se han materializado en algo concreto. A partir de estos

estudios, solo dos han llegado a la etapa de prefactibilidad en las siguientes

zonas:

1. Macizo del Ruiz: Nereidas, Azufrera del Otún, Botero – Santa Rosa de

Cabal, Volcán Machín.

34


2. Tufiño – Chiles – Cerro Negro

Figura 4. Localización de plantas geotermales en el mundo [12].

4.5. Estudios realizados en Colombia

Los primeros estudios preliminares que se hicieron en Colombia fueron en el

año 1968, en la zona del Macizo Volcánico del Ruiz. Pero sólo hasta 1980, la

CHEC (Central Hidroeléctrica de Caldas), adelantó una etapa de prefactibilidad,

que incluyó estudios de geoquímica, hidrogeología y geofísica, arrojando

resultados positivos con la fuente de calor, pero también mucha incertidumbre

sobre el reservorio geotérmico, dada la permeabilidad de formaciones rocosas [5].

35


Luego, en Julio de 1997, durante otro estudio que fue meramente investigativo,

solo se llevó a cabo una perforación con una profundidad de 1.466m en el Pozo

Nereidas I. Inicialmente se esperaba llegar a los 2.000m pero esto no se logró

debido a que a medida que se avanzaba, la piedra se iba endureciendo, lo que

causó que se desviara la tubería hasta 42º, obligando a parar la perforación. Para

poder mantener la perforación completamente vertical, se necesitaba un equipo

direccional muy costoso, que los forzó a detenerse en ese punto. Sin embargo se

lograron obtener varios resultados importantes sobre la zona. Se determinó que

había agua a una temperatura de 240º C y se encontró permeabilidad primaria, lo

cual fue algo muy positivo para el estudio, pero no se encontró permeabilidad

secundaria, lo que generó incertidumbre sobre el reservorio. Puede que al perforar

más profundo se encuentre la permeabilidad secundaria, pero para esto se debe

invertir más en el proyecto. Además para que una zona arroje resultados

contundentes, se necesitan como mínimo 7 pozos.7 Después de esto, el proyecto

quedó en stand by y hasta la fecha no se han reportado estudios complementarios

en dicha zona.

En 1985 se inició el Programa Especial de Energía de la Costa Atlántica

(PESENCA), con la colaboración de CORELCA, el ICA y el Gobierno de la

República Federal de Alemania, representada por el GTZ (Sociedad Alemana para

la Cooperación Técnica), para adelantar estudios sobre la generación de energía a

partir de diferentes fuentes, entre ellas la de la geotermia. Se llegó a la conclusión,

debido a los datos recopilados, que se descartaba la posibilidad de encontrar

campos geotérmicos de mediana entalpía (mayor a 150º C) cuyo fluido se podía

utilizar para la generación de electricidad. No se descartó que hubiese áreas de

baja entalpía (menos de 100º C), pero inclusive al día de hoy, sale muy costoso la

producción de energía a partir de estas temperaturas.

7 ENTREVISTA con Julián Echeverri, de IPSE (Instituto de Planificación y Promoción de

Soluciones Energéticas). Bogotá, DC., 19 de marzo de 2008.

36


5. DISEÑO DE PLANTA PILOTO

5.1. Descripción Zona Elegida

En 1968, el primer estudio geotérmico en Colombia se llevó a cabo por la

CHEC y el ENEL, con el fin de hacer un reconocimiento en el área del Macizo

Volcánico del Ruiz, y determinar si las condiciones eran las ideales para la

producción de energía eléctrica, además de saber cuales eran los sitios de mayor

relevancia. Se encontraron extensas anomalías térmicas en la región y se

estudiaron y analizaron los manantiales de aguas termales de la zona. Los

estudios de prefactibilidad se iniciaron en 1983, yendo desde el norte, partiendo

del volcán Cerro Bravo, hasta el sur, donde se encuentra el volcán Machín. Dichos

estudios (topográficos, geodésicos, geológicos, volcanológicos, hidrológicos,

geofísicos, geoquímicos y ambientales), ayudaron a determinar los mejores sitios

para hacer las perforaciones de exploración: los campos San Vicente-Botero

Londoño, Laguna del Otún y Las Nereidas. Estos sitios tenían la mayor

probabilidad de tener acuíferos profundos, donde existen fugas de vapor a altas

temperaturas [1].

La conclusión de este estudio de prefactibilidad fue que las áreas de Las

Nereidas, el volcán Machín y la Laguna del Otún eran las zonas elegidas para las

perforaciones, en dicho orden. Por tal razón, en 1997, la Compañía GESA

(Geoenergía Andina S.A.) realizó la primera y única perforación con fines

geológicos realizada en Colombia hasta el día de hoy, en lo que se llamó el Pozo

Nereidas I.

Este pozo se encuentra en la zona llamada Las Nereidas – Botero-Londoño,

que esta dentro de un área de 130km2, al oeste del Volcán Nevado del Ruiz, a

37


3.450m sobre el nivel del mar. Se recomendó que los pozos exploratorios se

hicieran entre las fumarolas de las Nereidas y las aguas termales de Botero-

Londoño para que incrementara la probabilidad de intersecar una o más de las

fallas normales de la zona. La construcción del pozo se llevó a cabo durante los

meses de Julio y Agosto del ‘97, y estaba programado para alcanzar una

profundidad de 2.000m. Desafortunadamente, debido a una gran desviación que

sufrió el pozo, solo se logró una profundidad de 1.469m. Además de esto, solo se

encontró permeabilidad primaria; no se encontró permeabilidad secundaría y no se

logró llegar al reservorio. Se determinó que la temperatura del fluido, de llegarse a

encontrar, estaría entre los 240º y 260º C, y que el potencial del reservorio podría

ser de 50MW. El costo de este primer pozo fue de alrededor de los USD $4.2

millones, y se estimó que el valor de un proyecto de una planta de 50MW podría

ser de USD $85 millones [13]. Adicional a esto se determinó que se debían

perforar 6 pozos más, como mínimo, para asegurar la producción y la evaluación

del campo geotérmico.

En la figura 5 se puede apreciar el modelo esquemático del sistema geotérmico

del Nevado del Ruiz y ayuda a comprender mejor la ubicación y relevancia de la

zona Las Nereidas – Botero-Londoño.

5.2. Planta piloto

5.2.1. Tipo de planta indicada para la zona

Debido a la temperatura y composición del pozo Nereidas I, se asume que el

reservorio del pozo de producción estará compuesto por vapor húmedo, lo que

causará que salga vapor con agua sobrecalentada en la boca del pozo, además

de una pequeña porción de gases no condensables; se estima que este valor es

38


mayor al 10% y contiene los siguientes gases: CO2, H2S, N2, CH4 y H2. Para el

desarrollo de la planta piloto se recomiendan una planta de descarga atmosférica

con separadores ciclónicos a la salida del pozo para separar el agua

sobrecalentada del vapor; una turbina de vapor de contrapresión (back-pressure),

una torre donde se liberan los gases no condensables y el vapor sobrante, y unas

bombas de reinyección para el separador.

Figura 5. Modelo esquemático del sistema geotérmico del Nevado del Ruiz [21].

Esta planta será de 1MW de potencia y portátil. Sus principales objetivos son:

servir como fuente de poder durante la construcción del proyecto, servir como

planta de prueba de los pozos durante las investigaciones antes de invertir un

capital más cuantioso en el desarrollo de la segunda fase del proyecto y servir

como planta generadora para las pequeñas comunidades aledañas al proyecto.

Debido a la falta de algunos datos durante la perforación, se tendrán que

asumir la temperatura del fluido o la presión después del separador ciclónico8. 8 Es importante resaltar que a la salida del separador, debido a que el fluido es vapor húmedo

(agua más vapor), la temperatura y la presión del vapor son las del vapor saturado. Si se tiene

39


Adicional a esto, debido a que generalmente, las plantas geotermales tienen una

disponibilidad de alrededor de 7.500 horas al año, se estima que el factor de la

planta será de alrededor de 85%; el tiempo restante es el que está fuera de

producción la planta debido a mantenimientos programados, paradas no previstas

y reducciones temporales de la carga. Se estima una vida útil de 30 años para la

planta, aunque este es un valor menor que el promedio de las plantas geotermales

alrededor del mundo. Dicho valor está por debajo de la vida real del campo (que

puede durar más de 50 años) y hasta puede ser considerablemente menor que el

valor real de la vida útil de la planta.

Como no se tiene certeza de las condiciones del fluido en la boca del pozo, se

asumen varios escenarios para el diseño de la planta piloto. En la Tabla 12 se

resumen las condiciones a las que deben ajustarse tanto la planta como los pozos.

La planta de descarga atmosférica portátil de 1MW se recomienda diseñarla

con una turbina de impulso de contrapresión de 6 etapas y con controlador de

velocidad para que funcione a 3.600rpm; conectada a un generador de dos polos,

que funciona a 60Hz. Adicional a esto, la turbina debe ser de un arreglo sencillo de

una sola carcasa, por lo que el fluido se transporta en una sola dirección y luego

es liberado a la atmósfera.

alguna de las dos condiciones del fluido, se puede ir a las tablas de vapor saturado y encontrar la

condición faltante más el peso específico, la entalpía, la entropía y la energía interna del vapor.

40


Tabla 12. Resumen de condiciones para tres diseños de planta piloto.9

Condiciones Diseño 1 Diseño 2 Diseño 3 Potencia Instalada (MW) 1 1 1 Potencia Máxima (MW) 0,90 0,90 0,90 Mantenimiento Programado Anual (%) 6 6 6 Paradas no previstas anuales (%) 3 3 3 Reducción temporal de carga anual (%) 1 1 1 Presión salida separador (MPa) 3,34 1,55 0,79 Temperatura salida de separador (º C) 240 200 170 Presión salida turbina (MPa) 0,10 0,10 0,10 Temperatura Ambiente (º C) 20 20 20 Horas de operación estimadas (h) 7.900 7.900 7.900 Producción anual estimada (MWh) 7.500 7.500 7.500 Factor de Capacidad (%) 0,86 0,86 0,86 Factor de Carga (%) 0,95 0,95 0,95 Factor de Disponibilidad (%) 0,90 0,90 0,90 Peso específico del vapor de entrada (m3/kg) 0,06 0,13 0,24 Entalpía del vapor de entrada (kJ/kg) 2.802 2.793 2.769 Flujo específico de vapor de entrada (kg/kWh) 29,60 43,39 64,44 Flujo de masa de vapor (kg/s) 8,22 12,05 17,90 Flujo de masa de vapor (Ton/h) 29,6 43,39 64,44 Eficiencia Carnot 0,43 0,38 0,34 Eficiencia Endoreversible 0,24 0,21 0,19 Eficiencia Real Estimada 0,21 0,18 0,16

Para la construcción de la planta y el desarrollo del pozo, se recomienda un

equipo de turbina-generador marca Toshiba, ya que cumple con las necesidades

del proyecto. En las especificaciones de este equipo solo aparecen turbinas de

2MW hasta 9MW, pero esto se puede modificar bajo pedido. Las características

de este equipo son:

9 Se debe tener en cuenta que para calcular varios de los datos de esta tabla se utilizaron 2

programas: Computer-Aided Thermodynamic Tables 2, versión 1.0a [7], y The Turbine-Steam

Consumtion Calculador, versión 2.2 [31]. Adicional a esto se utilizaron las ecuaciones de eficiencia

de Carnot y de Endoreversible (esta se utilizó debido a que el trabajo hecho por el vapor no es

reversible), y la de los indicadores técnicos (ver Anexo 9).

41


• Es portátil, fácil de transportar, fácil de operar, de fácil mantenimiento y

alta eficiencia y confiabilidad.

• El generador y la turbina vienen completamente ensamblados y solo toca

llevarlos al sitio de operación y conectar.

• La turbina es de impulso, con boquillas y aspas en multi-etapas, y de bajo

consumo de vapor. La construcción de la turbina de impulso minimiza los

daños debido a objetos extraños y es más resistente al deterioro.

• Es compacta, por ende fácil de manipular y transportar.

• No necesita de ninguna fuente de poder auxiliar, excepto una batería para

la instrumentación. Tanto la bomba de aceite como el sistema de control

hidráulico-mecánico funcionan con el movimiento de la turbina. Esto es

muy útil en zonas donde no hay fuentes de electricidad cercanas.

La siguiente es una imagen del equipo turbina-generador, junto con sus

medidas y peso.

Figura 6. Equipo turbina-generador marca Toshiba [32]

42


Tabla 13. Dimensiones y peso del equipo turbina-generador marca Toshiba [32]

Parte Peso (ton) Dimensiones Medidas (m) Turbina 15 Ancho 2,7 Caja Reductora 2,5 Largo 7 Generador 13 Alto 3,3 Otros 12,3 Total 42,8

5.2.2. Costos

La Tabla 13 resume los costos estimados esperados para este tipo de planta.

Se debe tener en cuenta que es una planta piloto y que se espera que el campo

geotérmico sea utilizado al máximo mejorando la tecnología e incrementando la

capacidad de la planta mediante un sistema de condensación y de reinyección

para prolongar la vida útil del campo. También se espera que al desarrollar el

proyecto se tenga en cuenta la adición de una planta de tratamiento para la

extracción de los insumos químicos y la utilización de los gases no compresibles,

ya que abundan en el fluido del pozo de Las Nereidas. Este plan incluye todos los

elementos del campo final, exceptuando los costos de desarrollo del campo,

aunque vale aclarar que para ello solo se deben tener en cuenta los gastos de 2

nuevos pozos con sus respectivos instrumentos (separadores, válvulas y

tuberías), y la nueva planta de condensación con capacidad de 50MW (lo que

incluye las torres de enfriamiento y las bombas de reinyección).

43


Tabla 14. Resumen de inversión y costos de O&M de una central geotérmica de 1 MW, en el área Las Nereidas - Botero-Londoño (en USD del 2008)

1. FASE DE PREFACTIBILIDAD Valor Etapa 1 Movilización de personal 7.500 Revisión de la información disponible 12.500 Mapa de la zona 50.000 Integración datos científicos 74.000 Panel científico de revisión 121.500 Información y educación para la gente de la zona 35.000 Total Etapa 1 300.500 Etapa 2 Estudios geológicos-vulcanológicos 35.000 Estudios geoquímicos 120.000 Estudios geofísicos 150.000 Estudios hidrogeológicos 50.000 Prefactibilidad económica y financiera 80.000 Panel científico de revisión 115.000 Informe de Factibilidad de los estudios 80.000 Imprevistos 93.050 Total Etapa 2 723.050 Total Fase de Prefactibilidad 1.023.550 2. FASE DE FACTIBILIDAD Etapa 1 Perforación de Pozos Exploratorios (4) 7.200.000 Expropiaciones de terrenos (4 hectáreas) 53.000 Construcción de plataformas 100.000 Ampliación de carreteras de acceso 300.000 Cabezales de Válvulas 300.000 Separador ciclónico portátil 150.000 Ingeniería y Administración 1.500.000 Total Etapa 1 9.603.000 Etapa 2 Planta de descarga atmosférica portátil de 1MW 2.000.000 Transporte e instalación 200.000 Gastos de constitución 100.000 Estudios ambientales 70.000 Ingeniería y Administración 1.400.000 Total Etapa 2 3.770.000 Línea de Transmisión (15km) 3.000.000 Total Fase de Factibilidad 16.373.000 Imprevistos (10%) 1.739.655 TOTAL PROYECTO 19.136.205

44


6. CONCLUSIONES

En Colombia, debido a la calidad del suministro energético, es poca la atención

que se la ha prestado al tema de incluir, a las fuentes no convencionales de

energía, como alternativa para la generación eléctrica, y como consecuencia, se

limita el aprovechamiento de los recursos energéticos que tiene disponible este

país.

En 1994, se hicieron varias reformas al sector eléctrico (leyes 142 y 143),

cambiando las reglas del juego para incrementar la participación del sector

privado, y así aumentar la competitividad, y por ende, la calidad del producto para

el usuario final. Aproximadamente el 57% de la generación actual de energía

eléctrica proviene del capital privado, debido, en su mayoría, a la privatización o

capitalización de las empresas públicas. Pero la construcción de nuevas plantas

de generación eléctrica ha estado limitada. Y aunque el país cuenta, desde hace

más de 5 años, con un importante conjunto normativo para el desarrollo de

proyectos URE y de fuentes no convencionales (Ejemplo: Ley 697 de 2001) con el

fin de facilitar y ampliar la inversión privada en la creación de este tipo de plantas,

los resultados han sido poco satisfactorios. Como se menciona en el Plan

Energético Nacional 2006-2025,

“…en forma similar a otros países en desarrollo y en el ámbito

latinoamericano, la razón es atribuible a barreras de distinta índole

como un marco institucional inadecuado, poca continuidad en la

implementación de políticas públicas y las políticas de precios y fiscales,

tanto para la energía eléctrica como para los combustibles, que

impactan de distintas formas a la eficiencia energética y la penetración

de fuentes no convencionales de energía…” [20].

45


En otras palabras, no se hacen prioridades entre las fuentes convencionales y

no convencionales, creando un desequilibrio entre ellas. Obviamente, las

empresas favorecen los bajos costos iniciales y costos permanentes de

combustibles fósiles de la fuentes convencionales (aunque en los últimos años el

crecimiento de estos ha sido acelerado), que los altos costos iniciales y bajos

costos o nulos de las fuentes no convencionales. Factores como la ausencia de

cobros o penalidades por impactos ambientales, los subsidios a los combustibles y

la mayor disponibilidad de financiación para proyectos de bajo costo inicial hacen

que la participación de las fuentes no convencionales en la canasta energética del

país sea aún más difícil.

Para poder atender la creciente demanda energética, y aumentar la inversión

privada en las fuentes no convencionales, se deben dar a conocer los posibles

negocios que pueden desarrollarse en Colombia, apoyándose en el marco

legislativo vigente. Es indispensable aumentar la cooperación de los entes

gubernamentales como:

• El Ministerio de Minas y Energía, como rector de la política energética

nacional

• La UPME, como soporte en la planeación minera y energética

• La CREG en su papel de regulador

• Y otros como los Ministerios de Hacienda, Ambiente, Vivienda y Desarrollo,

y Educación y Cultura, además del Congreso y el Senado

para el desarrollo de proyectos que incluyen la coordinación de todos y la mejora

del marco legal vigente, que favorezca a las fuentes no convencionales.

Los segmentos de generación y comercialización, son esencialmente, las

únicas áreas donde se puede competir en el mercado nacional de energía

eléctrica, debido a que los segmentos de transmisión y distribución tienen

46


monopolios naturales. Por ende, es preciso desarrollar proyectos de MDL que

puedan llegar al mercado internacional de certificados de reducción de emisiones,

donde se obtienen “…beneficios tributarios por deducción de renta por 15 años

para la venta de energía con base en los recursos eólicos, biomasa o residuos

agrícolas, así como la exención de IVA en la importación de maquinaria y equipos

destinados a proyectos que generen certificados de reducción de gases de efecto

invernadero…” [20].

Cabe resaltar que las zonas de mayor importancia para implementar proyectos

de fuentes no convencionales de energía son las no interconectadas, siendo uno

de los nichos de mercado más importantes para estas energías, cumpliendo con el

doble propósito de atenuar la pobreza y mejorar la calidad de vida de sus

ciudadanos. Una vez se lleve la energía eléctrica a estas zonas rurales mejorará el

suministro de bienes y servicios energéticos, contribuyendo al desarrollo de las

comunidades.10

El desarrollo de proyectos de pequeña y mediana capacidad es una forma de

aumentar la capacidad de generación del país, siendo cada vez más factible

debido al acelerado desarrollo de tecnologías de pequeño tamaño y alta eficiencia,

además de formar parte, dependiendo de la fuente, de los MDL. Debido a esto, las

compañías existentes y los nuevos inversionistas pueden encontrar buenas

oportunidades de inversión en el desarrollo de este tipo de proyectos.

En años anteriores, el factor limitante para la construcción de plantas

geotermales eran sus altos costos. Pero en los últimos años los avances

tecnológicos que han tenido los equipos utilizados en este tipo de fuente de

energía han sido enormes. Hoy en día es una de las fuentes de energía renovable

con mayor crecimiento en el mundo, y sus beneficios para los países en vía de 10 Ejemplo: Caso de CODENSA, en Bogotá, donde se venden electrodomésticos con amplias

formas de pago, contribuyendo al bienestar y desarrollo de los estratos más bajos

47


desarrollo son cuantiosos. Ejemplos como los de Kenya y las Filipinas resaltan el

valor que tiene esta fuente de energía para el desarrollo sostenible de un país. No

solo ayuda a disminuir considerablemente los efectos nocivos que tienen las

sociedades actuales en el planeta, si no que sirve como una fuente de energía

económica y casi ilimitada que ayuda a mitigar la dependencia de los combustibles

fósiles. Es cierto que sus altos costos iniciales son poco atractivos para futuros

inversionistas, pero sus bajos costos a largo plazo la hacen igualmente

competitiva que las fuentes convencionales.

Colombia tiene un potencial geotérmico enorme debido a que se encuentra

ubicada en el Cinturón de Fuego del Pacífico; sin embargo, al igual que los demás

países suramericanos, no ha sabido aprovechar este recurso. Varios son los

estudios que se han llevado a cabo en el país para determinar la viabilidad de un

proyecto geotérmico, pero hasta el día de hoy no se ha hecho nada en concreto. A

partir de los estudios realizados, se puede determinar que las zonas de mayor

potencial en Colombia son el Macizo volcánico del Ruiz y la zona del Nudo de

Pasto, donde se encuentran los volcanes Azufral, Chiles, Cerro Negro, Cumbal y

Galeras.

Debido a la falta de capital de inversión y el poco interés por parte del gobierno

en la energía geotérmica, no se ha profundizado en los estudios de las zonas de

mayor potencial para la construcción de una planta geotérmica. Ha habido

empresas interesadas en tal recurso, pero debido a falta de capital y tecnologías

más económicas, se han visto obligadas a suspender las investigaciones.

Para que los proyectos geotérmicos en Colombia prosperen, primero deben

actualizarse las normas y leyes vigentes para que beneficien y apoyen el

desarrollo y la construcción de fuentes de energía renovable en el país. Paralelo a

esto se deben dar incentivos a los futuros inversionistas para que aporten su

capital en el desarrollo de tales proyectos.

48


Por ubicación, el desarrollo de un proyecto geotérmico en la zona del Nudo de

Pasto sería lo idóneo, ya que no solo ayudaría aminorar el problema energético

del sur oriente del país, si no también el problema energético del norte del

Ecuador. Pero por razones económicas y de practicidad, la zona de Las Nereidas

– Botero-Londoño sería la zona ideal para construir el primer proyecto geotérmico

en Colombia y utilizarlo como proyecto pionero y de investigación.

.

49


7. BIBLIOGRAFÍA [1] ALFARO, Claudia; Bernal, Nelson; Ramírez, Gilma; Escovar, Ricardo.

Colombia, Country Update. En: Proceedings World Geothermal Congress 2000

(Mayo 28 a Junio 10 de 2000). Kyushu - Tohoku, Japón. 47-48 p.

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[2] BANCO INTERAMERICANO DE DESARROLLO (BID). Cooperación Técnica

No Reembolsable TC-97-06344-CO. Estudios de factibilidad del campo

geotérmico Azufral – Fase I.

http://www.iadb.org/exr/doc98/pro/pco6344.htm; visitada Noviembre 17, 2006

[3] BELLIDO, Erick. Generadora comenzará a operar en 2010: Chile tendrá su

primera planta geotermal. En: La Nación, Santiago de Chile: (6, Jun., 2005).

http://www.lanacion.cl/prontus_noticias/site/artic/20050605/pags/20050605182322.

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[4] BLOOMFIELD, K.; Moore, J.N.; and R.M. Neilson Jr. (2003). Geothermal

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Diciembre 2003.

http://www.crest.org/geothermal/geothermal_brief_environmental_impacts.html;

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[5] COLOMBIA. ISAGEN. Fuentes No Convencionales de Generación de

Electricidad. Medellín: ISAGEN 2005.

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[6] COLOMBIA. MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. BOLETÍN ESTADÍSTICO

DE MINAS Y ENERGÍA 2002 – 2007. Unidad de Planeación Minero Energética –

UPME. Bogotá, DC: 2007. ISBN: 978-958-98138-8-1. Págs. 70-78, 90.

[7] COMPUTER-AIDED THERMODYNAMIC TABLES 2, VERSIÓN 1.0A. Este

programa se encuentra en el CD que viene con el libro Fundamentals of heat and

mass transfer de Frank P. Incropera. New York: J. Wiley, c2002. 5ta Edición.

[8] EMBALSE. Impacto ambiental potencial de una represa hidráulica.

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http://es.wikipedia.org/wiki/Impacto_ambiental_potencial_de_una_presa_hidr%C3

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[9] ESTADOS UNIDOS. Departamento de Energías de los EEUU. Energy

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http://www1.eere.energy.gov/ba/pba/pdfs/geo_hotdry_rock.pdf; visitada Marzo 5,

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[10] FRIDLEIFSSON, Ingvar B. Geothermal energy for the benefit of the people. United Nations University - Geothermal Training Programme. Orkustofnun,

National Energy Authority. Grensásvegi 9, IS-107 Reykjavik, Iceland. Submitted to

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[11] GARCÍA, Angélica. Colombia País Maravilloso. En: Libro Breviario de

Colombia. Libro Colombia a su Alcance. Corporación Autónoma Regional para el

desarrollo sostenible del Chocó. Instituto Geográfico Agustín Codazzi. Original no

consultado. Resumen en: Toda Colombia es mi Pasión. Hidrografía de Colombia.

http://www.todacolombia.com/geografia/hidrografiacolombia.html; visitada Febrero 6,

2008.

51

http://es.wikipedia.org/wiki/Impacto_ambiental_potencial_de_una_presa_hidr%C3%A1ulica

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http://www1.eere.energy.gov/ba/pba/pdfs/geo_hotdry_rock.pdf

http://iga.igg.cnr.it/documenti/IGA/benefit.pdf

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[12] GEOTHERMAL EDUCATION OFFICE. Introduction to Geotermal Energy

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2006.

[13] GEOTHERMAL RESOURCES IN LATIN AMERICA AND THE CARIBBEAN.

Preparado por Liz Battocletti, Bob Lawrence & Associates, Inc. para Sandia

National Laboratories y el Departamento de Energía de los EEUU, Oficina de

Tecnologías Geotermales. Contrato No. AS-0989. Febrero de 1999. 153-159 p

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[14] HEAT ENGINE. Answers.com.

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[15] INTERNATIONAL ASSOCIATION FOR ENERGY ECONOMICS. South and

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consultado. Resumen en: ¿Qué es la energía geotérmica? Mary H. Dickson y

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http://www.nrel.gov/geothermal/georandd.html#exchanger; visitada Marzo 19,

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[20] PLAN ENERGÉTICO NACIONAL 2006-2025, Contexto y Estrategias. Hernán

Martínez Torres, Ministro de Minas y Energía. Carlos Arturo Flórez Piedrahita,

Director General UPME. Alberto Rodríguez Hernández, Subdirector de Planeación

Energética UPME. Teresa Huertas Molina, Coordinación Editorial. Diseño e

Impresión: Dígitos & Diseños. La redacción de este documento se finalizó en

diciembre de 2006, Bogotá D. C. abril 2007. 203-204 p

[21] PRELIMINARY GEOTHERMAL ASSESSMENT OF THE MACIZO

VOLCANICO DEL RUIZ, COLOMBIA. Luis C.A. Gutiérrez Negrín, Arturo Gonzales

Salazar.

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7, 2008.

[22] ¿QUÉ ES LA ENERGÍA GEOTÉRMICA? Mary H. Dickson y Mario Fanelli.

Istituto di Geoscienze e Georisorse, CNR, Pisa, Italia. Traducción en español:

Alfredo Lahsen, Universidad de Santiago, Chile. Pág. 36, 38.

53

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[26] Ibíd. Chapter 5 – Economics. Sección Operating and Maintenance Costs.


2008.

[27] Ibíd. Chapter 5 – Economics. Sección Levelized Costs.


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[28] Ibíd. Chapter 6 – Environmental Impacts. Sección Landscape Impacts and

Land Use.

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[29] Ibíd. Chapter 7 – Policy. Sección Policies in other Nations.

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KATMAR SOFTWARE. Aquí se puede descargar este programa.

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[35] YAHOO RESPUESTAS. Conocimientos sobre plantas Geotérmicas. Junio

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GEOTHERMAL EDUCATION OFFICE (GEO)

http://geothermal.marin.org

GEOTHERMAL ENERGY ASSOCIATION (GEA)

http://www.geo-energy.org

INSTITUTO COLOMBIANO DE GEOLOGÍA Y MINERÍA (INGEOMINAS)

http://www.ingeominas.gov.co.

INTERNATIONAL GEOTHERMAL ASSOCIATION (IGA)

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ORMAT. Geothermal Power.

http://www.ormat.com/businesses.php?did=25

POLARIS GEOTHERMAL INC.

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UNIDAD DE PLANEACIÓN MIENRO ENERGÉTICA

http://www.upme.gov.co

57

http://geothermal.marin.org/

http://www.geo-energy.org/

http://www.ingeominas.gov.co/

http://iga.igg.cnr.it/index.php

http://www.ormat.com/businesses.php?did=25

http://www.polarisgeothermal.com/

http://www.upme.gov.co/


ANEXO 1

Mapa por municipios de los niveles porcentuales que pertenecen a la ZNI [34]

58


ANEXO 2

Mapa cobertura de Energía Eléctrica del SIN por municipios – 2005 [34]

59


ANEXO 3

Mapa cobertura de Energía Eléctrica del SIN por departamentos – 2005 [34]

60


ANEXO 4

Mapa de Ubicación Centrales Hidráulicas y Térmicas

61


ANEXO 5

Mapa de cobertura rural por municipio

62


ANEXO 6

Mapa de Sistema de Transmisión Nacional 230V y 500kV [6]

Fuente: UPME, octubre 2007

Elaboró: UPME - Subdirección de Información

63


ANEXO 7

CAPACIDAD NETA DE GENERACIÓN HIDRÁULICA 2006 [6] EMPRESA PROPIETARIA CAPACIDAD NETA (MW)

Aes Chivor & Cía S.C.A. E.S.P. Chivor 1.000Total 1.000Central Hidroeléctrica De Caldas S.A. E.S.P. Esmeralda 30San Francisco 135Total 165Central Hidroeléctrica Del Rio Anchicayá S.A. E.S.P Bajo Anchicaya 74Total 74Central Hidroélectrica De Betania S.A. E.S.P. Betania 540Total 540Prado IV 5Prado 45Total 50Emgesa S.A E.S.P Paraiso 276Guavio 1.150La Guaca 324Total 1.750Empresa Urrá S.A. E.S.P Urra 335Total 335Empresa De Energía Del Pacífico S.A. E.S.P. «Epsa E.S.P.» Salvajina 285Alto Anchicaya 365Calima 132Total 782Empresas Públicas De Medellín E.S.P. Riogrande I 25La Tasajera 306Troneras 40Playas 201Guadalupe III 270Guatape 560Guadalupe IV 202Porce II 405Total 2.009Isagen S.A. E.S.P. Jaguas 170Miel I 396San Carlos 1.240Total 1.806TOTAL SIN 8.511Total plantas menores hidráulicas 439Elaboró: Upme - Subdirección de Información Fuente: XM, agosto 2007

64


ANEXO 8

CAPACIDAD NETA DE GENERACIÓN TÉRMICA 2006 [6] EMPRESA PROPIETARIA CAPACIDAD NETA (MW)

Central Hidroeléctrica De Caldas S.A. E.S.P. Termodorada 51Total 51Corporación Electrica De La Costa Atlántica S.A. E.S.P. Guajira 276Total 276Electrificadora De Santander S.A. E.S.P. Palenque 13Total 13Emgesa S.A E.S.P Central Cartagena 127Zipaemg 224Total 351Empresas Públicas de Medellín E.S.P. Termosierra Ciclo Combinado 455,0 455Total 455Flores II S.A & Cia S.C.A. E.S.P. Flores 447Total 447Gestión Energética S.A. E.S.P. Paipa 321Total 321Isagen S.A. E.S.P. Termocentro Ciclo Combinado 280,0 280Total 280Merilectrica S.A. & Cia. S.C.A. E.S.P. Merilectrica 169Total 169Proelectrica & Cia S.C.A. E.S.P Proelectrica 90Total 90Termobarranquilla S.A. E.S.P. Tebsa 750Barranquilla 127Total 877Termocandelaria S.C.A. E.S.P Termocandelaria 314Total 314Termoemcali I S.A E.S.P Termoemcali 229Total 229Termotasajero S.A E.S.P Tasajero 155Total 155Termovalle S.C.A. E.S.P. Termovalle 205Total 205Termoyopal Generacion 2 S.A. E.S.P. Termoyopal II 29Total 29TOTAL 4.262Total plantas menores térmicas 22,8Total cogeneradores 24,5Elaboró: Upme - Subdirección de Información Fuente: XM, agosto 2007

65


ANEXO 9

PROYECTOS DE GENERACIÓN REGISTRADOS ANTE LA UPME [6] PROYECTO CAPACIDAD

(MW) TECNOLOGÍA LOCALIZACIÓN (municipio y departamento)

POSIBLE FECHA DE ENTRADA PROMOTOR FASE

Térmico de Gas. Capacidad registrada: 1524 MW

Merilectrica CC 103 Ciclo Combinado B/meja Santander nov-09 Merilectrica 2

TermoFlores IV 160 Ciclo Combinado Barranquilla Atlántico nov-09 Termoflores S.A E.S.P. 2

TermoYopal 36 Ciclo Abierto Yopal Casanare jun-07 Termoyopal S.A 1

CC – Endesa 1 400 Ciclo Combinado

Tauramena Manaure

Casanare Guajira 2012 EMGESA S.A. E.S.P. 1

Termo Upar 300 Ciclo Abierto La Paz Cesar Sin confirmar Isagen S.A. E.S.P. 1

Termo Lumbí 300 Ciclo Combinado Mariquita Tolima Sin confirmar Isagen S.A. E.S.P. 1

Termo Yarigüies 225 Ciclo Combinado B/meja Santander Sin confirmar Isagen S.A. E.S.P. 1

Térmico a Carbón. Capacidad registrada: 100 MW Termocauca 100 Lecho

Fluidizado Santader de Quilichao Cauca sep-09 Termocauca E.S.P. 2

Hidroeléctrica (Embalse) Capacidad registrada: 9930 MW Porce 3 660 Turbina Francis Anorí - Amalfi Antioquia sep-10 EEPPM 3 Nechí 645 Turbina Pelton Anorí (otros) Antioquia Sin confirmar EEPPM 2 Sogamoso 840 Turbina Francis Río Sogamoso Santander Sin confirmar Hidrosogamoso S.A. 2 Quimbo 400 Turbina Francis Gigante, Garzón Huila 2015 EMGESA S.A. E.S.P. 1 Chapasia 800 Turbina Pelton Miraflores,Páez Boyacá 2015 EMGESA S.A. E.S.P. 1 Guaico 136 Turbina Francis Abejorral Antioquia Sin confirmar EEPPM 1 Guamues PMG-I 428 Turbina Pelton Pasto Nariño Sin confirmar Empresa PMG S.A. E.S.P. 1

Guamues PMG-II 605 Turbina Pelton Pasto Nariño Sin confirmar Empresa PMG S.A. E.S.P. 1 PMG – Patía I 880 Turbina Francis Pasto Nariño Sin confirmar Empresa PMG S.A. E.S.P. 1 PMG – Patía II 911 Turbina Francis Pasto Nariño Sin confirmar Empresa PMG S.A. E.S.P. 1 Cabrera 600 Turbina Francis Río Suárez Santander Sin confirmar Isagen S.A. E.S.P. 1 Fonce 520 Turbina Pelton San Gil Santander Sin confirmar Isagen S.A. E.S.P. 1

Andaquí 705 Turbina Francis ——— Cauca y Putumayo Sin confirmar Isagen S.A. E.S.P. 1

Pescadero-Ituango 1800 Turbina Francis Ituango Antioquia Sin confirmar Hidroeléc. Pescadero-

Ituango S.A. 1

Hidroeléctrica (Mediana y Pequeña Central) Capacidad registrada: 470.96 MW Bugalagrande 40.5 — Tulúa Valle dic-09 EPSA E.S.P. 2 Amaime 18.6 — Palmira - Cerrito Valle dic-09 EPSA E.S.P. 2

Montañitas 24.5 Turbina Pelton Don Matías - Sta. Rosa Antioquia Sin confirmar generadora Unión S.A. 2

Cañaveral 68 Turbina Pelton Caldas Antioquia Sin confirmar Isagen S.A. E.S.P. 2 Encimadas 94 Turbina Pelton Caldas Antioquia Sin confirmar Isagen S.A. E.S.P. 2

La Cascada 2.3 Turbina Francis San Roque Antioquia jun-07 PSP La Cascada S.A. E.S.P 2

Caruquia 9.5 Turbina Francis Santa Rosa Osos Antioquia dic-09 HMV INGENIEROS LTDA 1

Barroso 19.9 Turbina Pelton Salgar Antioquia dic-10 HMV INGENIEROS LTDA 1 PCH de Neusa 2.91 —- Cogua - Tausa C/marca Sin confirmar INGAMEG 1 Agua Fresca 4 Turbina Pelton Jericó Antioquia Sin confirmar generadora Unión S.A. 1 Alejandría 16.3 Sin Información Alejandría Antioquia Sin confirmar EADE S.A. E.S.P. 1

Aures 24.9 Turbina Pelton Sonsón, Abejorral Antioquia Sin confirmar EADE S.A. E.S.P. 1

Caracolí 14.6 Turbina Pelton Caracolí Antioquia Sin confirmar EADE S.A. E.S.P. 1 Cocorná 29.7 Sin Información Cocorná Antioquia Sin confirmar EADE S.A. E.S.P. 1 Río Frío 8.5 Turbina Pelton Támesis Antioquia Sin confirmar EADE S.A. E.S.P. 1 Santa Rita 1 Turbina Pelton Andes Antioquia Sin confirmar EADE S.A. E.S.P. 1 Cucuana 88 Turbina Francis Roncesvalles Tolima Sin confirmar Electrificadora del Tolima 1 Coello 1, 2, 3 3.75 Turbina Kaplan Chicoral Tolima Sin confirmar HIDROESTUDIOS 1

Eólicos Capacidad registrada: 20 MW Jouktai 20 Turbina eólica Uribia Guajira Sin confirmar WAYUU S.A. 1 Fase 1: Fecha entrada en operación comercial, fecha reportada por los promotores del proyecto. Fase 2: Fecha para análisis energético, en el mediano plazo, fecha estimada por la UPME para la cual los proyectos entrarán en op. comercial. Fase 3: Trasvase de río, estos aportan energía. Fuente: UPME julio 2007

66


ANEXO 10

Ecuaciones de Eficiencias e Indicadores Técnicos de Rendimiento

Eficiencia de Carnot [14]

h

cTT

−=1η

Nota: Unidades en K o oR.

Eficiencia Endoreversible [14]

Este modelo hace una mejor precisión de cuan eficientes son las máquinas de

calor reales.

h

c

TT

−=1η

Nota: Unidades en K o oR.

Eficiencias de algunas centrales eléctricas Central Eléctrica Tc (°C) Th (°C) η (Carnot) η (Endoreversible) η (Observada)

West Thurrock (UK) coal-fired power plant 25 565 0.64 0.40 0.36

CANDU (Canada) nuclear power plant 25 300 0.48 0.28 0.30

Larderello (Italy) geothermal power plant 80 250 0.33 0.178 0.16

Como se puede observar a partir de la tabla anterior, la eficiencia

endoreversibles es el modelo que más se aproxima a la eficiencia observada.

67

http://www.answers.com/topic/west-thurrock

http://www.answers.com/topic/united-kingdom

http://www.answers.com/topic/fossil-fuel-power-plant

http://www.answers.com/topic/candu-reactor

http://www.answers.com/topic/canada

http://www.answers.com/topic/list-of-countries-with-nuclear-weapons

http://www.answers.com/topic/larderello

http://www.answers.com/topic/italy

http://www.answers.com/topic/geothermal-power


Indicadores Técnicos de Rendimiento [33]

Las siguientes definiciones de los indicadores técnicos describen el rendimiento de

una planta geotérmica. Son adimensionales y pueden ser expresados en

porcentaje.

100(horas) periodo (MW) Instalada Capacidad

periodo el en generados MWh de Total(%) Capacidad de Factor ××

=

100(horas) periodo (MW) Máxima Capacidad

periodo el en generados MWh de Total(%) Carga de Factor ××

=

100(horas) periodo del total uraciónD

periodo el uranted noperció en planta de horas Total (%) idadDisponibil de Factor ×=

68

geotermia: otra fuente de energÍa para colombia

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