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En la tierra el movimiento de las masas de aire se deben principalmente a la diferencia de presiones existentes en distintos lugares de esta, moviéndose de alta a baja presión, este tipo de viento se llama viento geoestrofico.

Para la generación de energía eléctrica apartir de la energía del viento a nosotros nos interesa mucho mas el origen de los vientos en zonas mas especificas del planeta, estos vientos son los llamados vientos locales, entre estos están las brisas marinas que son debida a la diferencia de temperatura entre el mar y la tierra , también están los llamados vientos de montaña que se producen por el calentamiento de las montañas y esto afecta en la densidad del aire y hace que el viento suba por la ladera de la montaña o baje por esta dependiendo si es de noche o de día.

Factores que influyen en la cantidad de potencia del viento

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La energía eolica es aprovechada por nosotros básicamente por un sistema de un rotor que gira a medida que pasa viento por este.

Parque eólico de Vindeby

La potencia del viento depende principalmente de 3 factores:

Área por donde pasa el viento (rotor)
Densidad del aire
Velocidad del viento

Para calcular la formula de potencia del viento se debe considerar el flujo másico del viento que va dado por:

Densidad del viento

Área por donde pasa el viento

Velocidad del viento

Entonces el flujo masico viene dado por la siguiente expresión:

Entonces la potencia debido a la energía cinética esta dada por:

Algunas consideraciones con respecto al viento

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Como la mayoría de las personas saben el viento no siempre se mantiene constante en dirección y valor de magnitud, es más bien una variable aleatoria, algunos modelos han determinado que el viento es una variable aleatoria con distribución weibull como la que muestra la siguiente figura

Dado que la energía del viento depende la velocidad del viento, ¿Cual seria la energía potencia que entrega el viento?

Para calcular la potencia promedio que es aprovechada por el rotor debemos usar la llamada ley de Betz que es demostrada de la siguiente manera:

Supongamos que la velocidad a la que entra el viento al tubo de corriente es de valor V1 y a la velocidad que sale es de V2, podemos suponer que la velocidad a la que el viento entra al aerogenerador es de (V1+V2)/2.

El flujo másico que entra al rotor entonces tiene valor de:

Dado que en tubo de corriente se debe conservar la potencia, la potencia que entra a velocidad V1 tiene que ser igual a la suma de la potencia que sale a velocidad V2 y la que se va por el rotor.

Entonces la potencia que se va por el rotor es:

Protor=

Y remplazando la masa nos queda:

P = (/4) (v₁² - v₂²) (v₁+v₂) A

La potencia que lleva el viento antes de llegar al rotor viene dado por:

P₀ = (/2) v₁³ A

Ahora si la comparamos con la potencia que lleva el viento nos da la siguiente grafica:

Cuyo máximo viene dado por 0.59 aproximadamente, es decir la máxima potencia que se puede extraer del viento es de 0.59 veces esta potencia

Comparación entre las potencias

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El grafico muestra las potencias del viento, la extraída por el rotor y la potencia transformada a electricidad.

La extraída por el rotor esta limitada por la ley de Betz y la transformada a electricidad esta limitada por la eficiencia del generador.

Como la potencia entregada dada por el generador eólico depende de la velocidad del viento la eficiencia va ha depender también de la velocidad del viento registrándose eficiencias máximas del orden de 44%

Hay que tener además bien en claro que para la lograr una eficiencia alta como la que sale aquí es necesario muchos gastos que aumentarían el costo de producir un Kw. mas, por lo tanto máxima eficiencia no implica menor costo de generación

Energía eléctrica disponible en un aerogenerador

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Supongamos que se tiene un aerogenerador, un ejemplo, caso danés de 600 Kw. de potencia.

Los fabricantes por lo general entregan la Curva de energía eléctrica disponible versus las velocidades a diferentes parámetros de la distribución de weibull:

Los distintos colores representan las distintas distribuciones probabilísticas de los vientos en año a distintas velocidades, uno esperaría que a medida que aumentamos la velocidad la energía debería estar a una función cúbica de esta, sin embargo esto nos se produce ya que la eficiencia de los aerogeneradores no es constante, por lo tanto la tendencia es más bien lineal.

Funcionamiento de un aerogenerador

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El aerogenerador consta de varias partes un esquema general de cómo funciona el aerogenerador esta dado por la siguiente figura:

Palas del rotor: Es donde se produce el movimiento rotatorio debido al viento.

Eje: Encargado de transmitir el movimiento rotatorio.

Caja de engranajes o Multiplicadores: Encargados de cambiar la frecuencia de giro del eje a otra menor o mayor según dependa el caso para entregarle al generador una frecuencia apropiada para que este funcione.

Generador: Es donde el movimiento mecánico del rotor se transforma en energía eléctrica.

Además de estos componentes básicos se requieren otros componentes para el funcionamiento eficiente y correcto del aerogenerador en base a la calidad de servicio de la emergía eléctrica, alguno de ellos son:

Controlador electrónico: que permite el control de la correcta orientación de las palas del rotor, también en caso de cualquier contingencia como sobrecalentamiento del aerogenerador lo para.

Unidad de refrigeración: Encargada de mantener al generador a una temperatura prudente.

Anemómetro y la Veleta: Cuya función están dedicadas a calcular la velocidad del viento y la dirección de este respectivamente.

Están conectadas al controlador electrónico quien procesa estas señales adecuadamente.

Control de potencia en los aerogeneradores

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Pitch controlled

También llamados por regulación de ángulo de paso, el controlador electrónico lleva un registro de las potencias entregadas por el aerogenerador, si la potencia entregada pasase un valor nominal el controlador hace que el ángulo por donde se recibe el viento cambie de posición lo que hace que cambie el área efectiva por donde pasa el viento y por lo tanto disminuye su potencia absorbida, en el caso que la potencia recibida es muy chica se hace el procedimiento contrario

Stall controlled

Denominados también regulados por perdida de aerodinámica, las palas del rotor están fijas al eje, las palas del rotor han sido aerodinámicamente diseñadas de tal manera que a medida que aumenta la velocidad del viento se produce paridad de potencia por turbulencias y así se regula la potencia generada.

Por alerones

Esta técnica consiste en cambiar la geometría de las palas del rotor, sin embargo esto produce fuerzas que pueden dañar la estructura, por lo tanto es sola usada en generadores de baja potencia.

Relación tamaño potencia

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Existe una estrecha relación al tamaño de las palas del rotor y la potencia entregada por este.

En la figura siguiente se muestra la relación:

Generación de la electricidad en los aerogeneradores

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Descripción general de un sistema de generación eolico

Por lo general los generadores pueden ser de inducción o sincronos

Generadores de inducción:

Los generadores de inducción presentan un rotor llamado rotor de jaula de ardilla el cual consta de barras cortocircuitadas tal como muestra la figura

Si hacemos girar al generador de inducción el estator inducirá corrientes en el rotor y con esto se generara electricidad.

Una característica importante de los generadores de inducción es la variable llamada deslizamiento que la diferencia entre la velocidad de giro versus la velocidad de sincronismo.

Generadores sincronos:

Son llamados así por que la frecuencia que inducen es proporcional a la velocidad de giro del rotor, el rotor debe estar excitado con corriente continua o con un imán.

Para la generación eolica se tienen los siguientes esquemas de conexión:

Uno de los problemas mas grande de los generadores son entregar la frecuencia apropiada a la red y también los niveles de tensiones adecuados, esto se puede regularizar usando la potencia reactiva.

Operación económica de la generación eólica

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Como sabemos la energía eólica posee un elemento aleatorio en su generación que es la fuerza del viento análogo a las hidrogeneradoras que su variable aleatoria es las hidrológica.

Como sabemos una operación eficiente de un sistema eléctrico consiste en resolver un problema de optimización el cual considera que:

Equilibrio de la oferta y la demanda de energía
Conversión de la energía de recursos primarios
Capacidad de las plantas y potencias instaladas
Capacidad almacenada

También este problema de operación económica considera:

Variabilidad de la demanda a lo largo del año
Abastecimiento de la demanda en periodos de alta y baja
Proyección de la demanda en el futuro

Viendo distintos datos se puede apreciar un ejemplo de la operación económica en Turquía (Los datos están de acuerdo a sus características geográficas , así que si hay mucha diferencia con el caso chileno no extrañarse) en donde existen distintos tipos de tipo de generación encontrándose los siguientes valores:

Hidroeléctrica: Costo 40 $/Kw/año
Térmica: Costo 20 $/Kw/año (Bencina + operación)
Solar: Costo 30 $/Kw/año
Eólica: Costo 30 $/Kw/año

Para una eficiente despacho de las generadoras se despacha según el menor costo, en Turquía se ven dos tipos de periodos uno normal y otro de alta demanda registrándose los siguientes tipos de despachos:

Mes normal

Demanda total: 10800 MW

Despacho térmico:7920 MW
Despacho Hidroeléctrico:1536 MW
Despacho eólico:1344 MW
Despacho solar:0

Como se puede apreciar el despacho de potencia se realizo según la que tiene menor costo hasta la que tiene mayor costo, ya que la idea es minimizar los costos de operación.

El caso eólico es importante en Turquía ya que ocupa el 12% del total de la generación.

Costos de la tecnologia eolica

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Plantas de energia eolica

Las plantas de energia eolica son un conjunto de generadores eolicos los cuales generan cada uno energia electrica.

El costo de cada turbina eolica esta en funcion de:

Los alerones del rotor
Eje
La transmicion: referida a la caja de cambios
Generador
Gondola
Torre

Sin embargo existen costos adicionales:

Equipo de monitoreo
Control de calidad
Financiamiento
Gestion e ingenieria

Principales países por capacidad eólica instalada

PAÍS MW	PAÍS MW
ALEMANIA ** 6.200	CHINA 340
ESTADOS UNIDOS ** 2.568	SUECIA * 231
ESPAÑA ** 2.402	GRECIA *189
DINAMARCA 2.300	JAPÓN 150
INDIA 1.220	CANADÁ 140
HOLANDA 458	IRLANDA 118
ITALIA 427	PORTUGAL 100
REINO UNIDO 409

TOTAL EUROPA: 12.972 MW
TOTAL EN EL MUNDO: 17.706 MW
fuente: whs-service

Potencial del recurso eólico en chile

En Chile se han realizado algunos estudios tendientes a caracterizar parcialmente el potencial energético eólico nacional y hay otros en ejecución. Durante 1992, se hizo una recopilación de la mayoría de la información de viento disponible a esa fecha, a partir de la cual se evaluó el recurso eólico en lugares con información confiable (Evaluación del potencial de energía eólica en Chile, CORFO). Dada la baja densidad y características de las estaciones meteorológicas disponibles, el estudio no permitió tener una visualización integra del potencial eólico de Chile.

Por otro lado, el NREL desarrolló para CNE un mapa preliminar del potencial eólico del archipiélago de Chiloé orientado a la evaluación del recurso para aplicaciones rurales no conectadas a red. Este mapa ha permitido elaborar una cartera de proyectos híbridos Eólico - Diesel para abastecer a más de 3100 familias distribuidas en 32 islas del Archipiélago.

A pesar de la escasa información disponible sobre el potencial explotable del recurso, y dadas las características geográficas de Chile, es posible identificar zonas que pueden contar con niveles de viento que permitan su aprovechamiento fines de generación eléctrica. Entre ellas están:

Zona de Calama en la II Región y, eventualmente, otras zonas altiplánicas.

Sector costero y zonas de cerros de la IV Región y, eventualmente, de las otras regiones del norte del país.

Puntas que penetran al océano en la costa de la zona norte y central.

Islas esporádicas.

Zonas costeras abiertas al océano y zonas abiertas hacia las pampas patagónicas en las regiones XI y XII: Estas últimas han demostrado tener un excelente recurso eólico.

Mapa eólico de chiloe

Proyectos conectados sistemas de electricidad

En la actualidad existe en operación en Chile uno de estos proyectos: "Alto Baguales". Corresponde a un parque de tres aerogeneradores (660 kW c/u) con una capacidad conjunta de 2 MW nominal. Se encuentra conectado desde noviembre de 2001 al Sistema Eléctrico de Aysen, que atiende a 19.000 familias de la XI Región del país. El propietario del proyecto es la Empresa Eléctrica de Aysen. Cabe señalar que tanto el elevado potencial del recurso eólico de la zona posibilitó la materialización de este parque eólico.

Energías renovables en chile

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Desarrollo de las energías renovables en chile

En Chile, el marco en el cual se desenvuelve el desarrollo de las energías renovables se encuentra diferenciado según el tipo de aplicación.

La gran escala

Para este tipo de aplicaciones, como por ejemplo proyectos de generación eléctrica con renovables conectados a los sistemas eléctricos nacionales, se considera un marco reglamentario y económico neutral con respecto a las energías tradicionales, y por tanto, supone que su utilización depende de la competitividad, en términos de precio y de calidad, que ellas tengan respecto a las energías tradicionales. Luego, no existe limitación alguna para utilizar las energías renovables, como tampoco su incorporación es objeto de un tratamiento especial.

En el sector de generación eléctrica, este marco de acción ha permitido un amplio desarrollo de la energía hidráulica y una participación mucho más limitada de la biomasa, ambas en su forma convencional de aprovechamiento. En cuanto a las energías renovables no convencionales, existe un parque eólico de 2MW en la XI Región del país.

Potencia instalada en los principales sistemas eléctricos de Chile a diciembre de 2001

Energía eólica en el resto del mundo

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El viento se está mostrando como un recurso energético seguro y económico en las instalaciones situadas principalmente en Europa, los EE.UU. y la India. Los avances tecnológicos de los últimos cinco años han colocado a la energía eólica en posición de competir, en un futuro próximo, con las tecnologías de generación de energía convencionales. El coste de producción de electricidad por la acción del viento en Europa ha disminuido en los últimos 15 años aproximadamente en un 80%, de 0,5 ECU a menos de 0,1 ECU por kWh. En algunos casos incluso se han indicado costes de hasta 0,06 ECU por kWh. Al mismo tiempo, la capacidad instalada ha aumentado enormemente, desde menos de 100 MW hasta 2000 MW en este último año. En comparación, el coste de producción actual de las plantas nucleares y de combustible fósil en Europa oscila entre 0.04 y 0,08 ECU por kWh. En 1995, las turbinas eólicas generaron 7 TWh de electricidad, lo que constituye aproximadamente el 0,06% de la producción total de electricidad en el mundo.

Estas reducciones de coste tan importantes se han conseguido gracias al desarrollo de turbinas eólicas más seguras, más eficientes y más baratas, en combinación con la producción de turbinas más grandes y con una expansión del mercado. Durante los últimos diez años el precio de las turbinas eólicas ha disminuido en un 5% cada año, mientras que al mismo tiempo el rendimiento ha aumentado en un 30%. El diez por ciento de las turbinas eólicas producidas en 1993 tuvo un rendimiento específico (kWh generados por año por metro cuadrado de área de rotor) de más de 100 kWh.m-2.año-1, lo que es más del doble de la cantidad conseguida por un modelo antiguo de 55 kW. Con todo, aún parece haber posibilidades de mejora. La I+D sobre turbinas eólicas concentra la mayor parte de sus esfuerzos en la investigación básica aeroacústica, aeroelástica y aerodinámica, en el desarrollo de alabes flexibles, mástil y suspensión flexibles, y en la aplicación de materiales más ligeros. Una innovación importante es la implantación de sistemas de velocidad variable y generadores de accionamiento directo, lo que disminuye el número de piezas de la máquina, elimina la caja de cambio (tradicionalmente una parte vulnerable de la turbina) y aumenta el rendimiento de la misma. Aplicando estos y otros desarrollos se espera que, en los próximos diez años, el coste de la energía producida por las turbinas eólicas consiga igualar el valor de coste más bajo obtenido por las plantas de energía convencionales.

Otra circunstancia es el aumento de capacidad de las máquinas, que se ha multiplicado por un factor de 10 en los últimos diez años. Como ejemplo, la capacidad de energía eólica de 500 MW instalada en Dinamarca representa 4.000 turbinas eólicas, una cifra que ahora puede conseguirse con sólo 800 turbinas. No obstante, el tamaño óptimo de la unidad depende del tipo de aplicación ( por ejemplo, en alta mar, en el litoral o en el interior).

Durante éstos últimos años, el mercado eólico europeo, que domina claramente el mercado eólico mundial, ha aumentado en 250 MW en 1992, 330 MW en 1993, y 440 MW en 1994. En el mismo período el crecimiento se ha estancado en los EE.UU. Así, Europa ha superado recientemente la capacidad total instalada en los Estados Unidos. El estancamiento del mercado en EE.UU. puede atribuirse tanto al retraso en la reestructuración de la industria eléctrica como a la falta de seguridad en el apoyo del gobierno, lo que ha tenido como consecuencia que las compañías eléctricas se muestren reacias a planificar cualquier aumento de la capacidad. La inseguridad en el mercado de la energía es un importante obstáculo, especialmente para las energías renovables, las cuales generalmente requieren contratos a largo plazo. El desarrollo europeo se ha conseguido gracias a medidas económicas que proporcionan incentivos para la producción de energía eólica, que además se ha visto favorecida por la aceptación social y una mayor conciencia medioambiental. En la Figura 1 se representa la capacidad instalada anualmente en Asia, Europa y los EE.UU.

Aunque las condiciones de suministro de energía difieren mucho en los distintos países europeos ( por ejemplo, España e Italia tienen pocos recursos de combustible fósil al contrario que los Países Bajos y el Reino Unido), la energía eólica se ha introducido en casi todos los países europeos. Durante los últimos años, el mercado eólico está creciendo rápidamente, un proceso que empezó en Dinamarca y los Países Bajos, y más recientemente se ha extendido a España y el Reino Unido. El mayor crecimiento ha tenido lugar en Alemania. Fuera de Europa, el mercado eólico ha crecido más del 200% en la India, desde los 180 MW instalados en 1994 hasta los 565 MW instalados a fines de 1995. Se cree que en un futuro próximo se instalará en China una cantidad importante de turbinas eólicas. La Asociación de Energía Eólica Americana (AWEA) espera que el mercado mundial crezca desde los 5.000 MW instalados en la actualidad hasta los 18.500 MW en el año 2005, aportando la India y China aproximadamente el 30% de la capacidad total de nueva instalación. Según la Asociación de Energía Eólica Europea (EWEA), para el año 2030 el 10% de la electricidad de la Unión Europea podría realmente ser generada por la energía eólica. Para conseguir esta cifra, deberían instalarse 200.000 turbinas eólicas de 500 kW cada una, equivalentes a 170 centrales eléctricas. En los próximos 35 años esto representaría un mercado total de entre 70 y 100 billones de ECU.

Medidas económicas para regular el mercado eólico

Durante quince años los gobiernos nacionales han financiado el desarrollo de la industria de la energía eólica en Europa. Para estimular la introducción de la tecnología eólica en el mercado de la energía, se han utilizado principalmente medidas económicas. En Alemania, Dinamarca y los Países Bajos, el gobierno ha subvencionado la instalación de turbinas eólicas, financiando al mismo tiempo la investigación y el desarrollo sobre tecnología eólica. Después, se han sustituido estos incentivos de inversión por una combinación de medidas fiscales y la aplicación de "tarifas de recompra". Por ejemplo, la implantación de una "tarifa de rescate" asegurada de 0,09 ECU por kWh ha llevado a Alemania al liderazgo del mercado. Medidas fiscales como la "inversión verde" y las posibilidades de depreciación flexible para la inversión medioambiental, han estimulado la implantación de turbinas eólicas. La "inversión verde" permite invertir dinero bajo condiciones de tipos de interés razonables. En los Países Bajos, sin embargo, la aplicación de este sistema ha puesto de manifiesto que es más difícil encontrar "proyectos verdes" que obtener el dinero para financiarlos. Las empresas eléctricas han iniciado otro procedimiento que ofrece al consumidor la posibilidad de favorecer el empleo de energía eólica comprando "electricidad verde" a precios más altos. De este modo, las compañías eléctricas se obligan ellas mismas a invertir en energías renovables. La aplicación de estas medidas ha dado lugar a una industria de fabricación de turbinas eólicas muy competitiva.

Obstáculos para la implantación

La energía eólica se enfrenta a ciertos problemas potenciales y reales que pueden obstaculizar su rápida introducción en el mercado mundial de la energía. Los puntos más importantes son los de tipo económico, de integración en la red y los medioambientales: impacto visual, producción de ruido e impacto sobre las aves.

La energía eólica sólo puede entrar en el mercado eléctrico si se produce a un coste competitivo. Los costes de producción de la energía eólica son, todavía, más altos que los de producción de energía a partir de combustibles fósiles. Por consiguiente, es esencial para su competitividad reducir estos costes. Sin embargo, la competitividad de la energía eólica mejoraría notablemente si el cálculo del precio de la electricidad se basara en los costes totales de la misma, es decir, los costes de producción que afectan directamente a la empresa productora más los costes de externalidad que recaen en la sociedad en su conjunto.

El aspecto ambiental más importante es el impacto visual sobre el paisaje. Aunque una gran mayoría de la gente apoya la idea de utilizar energía eólica, muchos se preocupan por el impacto sobre el paisaje. Por esta razón, la construcción de parques eólicos debe considerarse con un cuidado especial al planificar el espacio a nivel local, regional y nacional. La práctica más segura es evitar la instalación de turbinas eólicas en terrenos de alto valor ecológico y construir las plantas de energía eólica en estrecha cooperación con la comunidad local, teniendo en cuenta el uso del terreno existente: agrícola, comercial o recreativo. La creación de plantas de energía eólica en alta mar puede reducir el impacto visual. En la Figura 2, se reflejan los recursos de energía eólica en alta mar estimados en Europa. A pesar de estos aspectos beneficiosos, normalmente no se construyen plantas de energía eólica en alta mar porque su coste es dos o tres veces mayor que el de las instalaciones en tierra. No obstante, existe una planta de energía eólica a corta distancia de la costa, en Dinamarca, con una capacidad total de casi 20 MW, que funciona desde noviembre de 1995 y cuyo coste de producción por kWh se ha calculado en 0,07 ECU. En los Países Bajos y en Suecia se han iniciado otros proyectos piloto.

El ruido de las turbinas eólicas puede crear problemas en áreas rurales especialmente tranquilas, sobre todo si las turbinas están situadas cerca de las casas. El ruido es producido por los álabes y la carcasa. El nivel de potencia de sonido, como medida normalizada, para una máquina tipo varía entre 98 y 101 dB(A). El nivel aceptable de ruido fijado por las autoridades locales en Europa y en EE.UU. en la fachada de una vivienda varía entre 35 y 65 dB(A). Así por ejemplo, para limitar el ruido a 45 dB(A), es necesario no sobrepasar una distancia de unos 250 metros de la casa más próxima. La industria eólica considera que aún hay posibilidades de mejora, y estima que dentro de tres años se podrá obtener un nivel de ruido de 96 dB(A). Para esto será necesario disminuir la velocidad rotacional, es decir, introducir el concepto de velocidad variable, que reduce la velocidad de los álabes en períodos de suministro de viento bajo.

El impacto sobre las aves puede ser otro problema. Sin embargo, el número de accidentes por kilómetro de parque eólico es mucho menor que el que tiene lugar en una autopista. Por esta razón, la Royal Society for the Protection of Birds (Reino Unido) y el grupo holandés "Vogelbescherming Nederland", afiliado a Birdlife International, no consideran los parques eólicos como un peligro para las aves. Sin embargo, deben evitarse las ubicaciones que interfieran con las rutas de migración.

Los problemas referentes a integración en la red pueden estar relacionados con las circunstancias locales, la calidad de la electricidad (principalmente en términos de estabilidad del voltaje y frecuencia) y la planificación del suministro. Los parques eólicos necesitan estar conectados a la red local. Un suministro grande de energía eólica en un área dada puede sobrepasar la capacidad de las líneas de distribución locales. La cuestión que surge entonces es ¿quién debería pagar el refuerzo de la red local, y quién se beneficiaría de los distintos esquemas potenciales de suministro de energía? Este es un problema que se presenta en los parques eólicos grandes, que requieren líneas de alto voltaje y transformadores. De hecho, algunas instalaciones eólicas interesantes están ubicadas en áreas aisladas y con infraestructuras eléctricas pobres.

La razón principal por la que las compañías eléctricas dudan en introducir los sistemas de energía eólica a gran escala, es la naturaleza intermitente de la fuente, que puede reducir la seguridad del suministro, y por consiguiente disminuir el valor económico del viento. Los estudios de las compañías eléctricas demuestran que la energía eólica representa una cierta garantía de capacidad, aunque con un factor 2 ó 3 veces menor que el valor encontrado para las plantas nucleares y para las que emplean combustibles fósiles. La garantía de capacidad mejora substancialmente cuando la energía eólica se combina con otros tipos de generadores eléctricos renovables, o por la aplicación de sistemas de almacenamiento de energía. Se han realizado cálculos que demuestran que el factor de compatibilidad carga/recursos no se reducirá de modo significativo por participación de hasta un 10% de energía eólica en un mercado de electricidad europeo abierto, y este porcentaje, según la EWEA, podría alcanzarse en el año 2030.

Según las estadísticas una de las actividades que mas afecta en el calentamiento total de la tierra es la producción de energia electrica

La quema de fósiles produce emisión de gases de efecto invernadero, sabemos además que el 80% de la energía que se consume a nivel global proviene de la quema de fósiles.

Por lo tanto es fundamental el cambio de energía a energías renovables como energía eolica y/o celdas de combustibles

Tarifa verde

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En mercados donde la generacion de combustibles renovables es significante se ha implementado un sistema de tarificacion especial para impulsar la debida tarificacion de estos mercados.

Electricidad verde

La electricidad verde es electricidad producida por fuentes de energía que tienen poco impactos sobre el medio ambiente, en comparación con los métodos tradicionales y contaminantes de generación de electricidad. Todos los tipos de generación electricidad tienen algún tipo de impacto, pero los de algunos son mucho mayores que otros. Las fuentes de energía más limpias son aquellas que utilizan los flujos de energía natural de la Tierra como la biomasa, energía solar, hidráulica, o eólica. Estas son conocidas como fuentes de energía renovables porque en principio nunca se acaban.

Los paises eurpeos tienen un sistema de certificacion de la electricidad verde, llamado etiqueta de electricidad verde

La etiqueta de electricidad verde demuestra que una tarifa eléctrica cumple una serie de requisitos evaluados independientemente. Este tipo de etiqueta provee al consumidor la certeza que el producto que esta comprando es verdaderamente lo que dice ser: energía eléctrica producida a partir de energías renovables y que minimiza los impactos medioambientales.

La Celda de Combustible.

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Una celda de combustible es un dispositivo electroquímico cuyo concepto es similar al de una batería. Consiste en la producción de electricidad mediante el uso de químicos, que usualmente son hidrógeno y oxígeno, donde el hidrógeno actúa como elemento combustible, y el oxígeno es obtenido directamente del aire.

También pueden ser usados otros tipos de combustibles que contengan hidrógeno en su molécula, tales como el gas metano, metanol, etanol, gasolina o diesel entre otros.

Debido a que la generación de energía eléctrica es directa, la eficiencia que alcanza una celda de combustible puede ser muy elevada, además al no tener partes en movimiento son muy silenciosas. Sumado a todo esto hay que agregar que la celda de combustible no usa la combustión como mecanismo de generación de energía, lo que la hace prácticamente libre de contaminación.

Las celdas de combustible individuales pueden combinarse para producir motores más potentes impulsados por ejemplo a hidrógeno.

Pueden ser fabricadas de distintos tamaños y para distintas aplicaciones que van desde su uso en telefonía celular, hasta el uso de éstas para impulsar automóviles.

Funcionamiento

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El funcionamiento de una celda de combustible consiste básicamente en la oxidación del hidrógeno en agua, generando energía eléctrica y calor directamente, sin pasar por generadores u otros artefactos.

Toda celda de combustible está compuesta por un ánodo, un cátodo y electrolitos.

Sin embargo, siendo la oxidación del hidrógeno igual para todos los tipos de celdas de combustible, los materiales usados en éstas son muy variados. La reacción producida da lugar a la formación de electricidad, calor y agua. Esto se logra alimentando el hidrógeno en el ánodo de la celda y el oxigeno en el cátodo, los cuales están separados por una membrana electrolítica.

La reacción se produce dentro de la celda misma.

La producción de agua toma lugar en distintas partes de la celda dependiendo del electrolito utilizado.

El hidrógeno fluye hacia el ánodo de la celda, donde una cubierta de platino ayuda a quitar los electrones a los átomos de hidrógeno dejándolo ionizado, o sea, en forma de protones (H+). La membrana electrolítica permite el paso solo de los protones hacia el cátodo.

Debido a que los electrones no pueden pasar a través de la membrana, se ven forzados a salir del ánodo por un circuito externo como forma de corriente eléctrica, ésta es la corriente eléctrica que se utiliza para hacer funcionar los artefactos.
Luego, a medida que el cátodo deja fluir a través de él al oxígeno, éste se combina con los protones y los electrones anteriormente citados para formar agua. Como esta reacción naturalmente está desplazada hacia la formación de agua, cuando se produce, se libera energía en forma de calor. Esta una reacción positiva y por lo tanto exotérmica.
El proceso químico que se lleva a cabo es el siguiente:

Ánodo: 2H2 4H+ + 4e-
Cátodo: 4e- + 4H+ + O2 2H2O
Reacción completa: 2H2 + O2 2H2O

Esta operación se puede hacer de manera continua si los suministros de componentes se hacen en forma constante y a un régimen de flujo estable.
En este tipo de operación, al hacerse en forma isotérmica, las limitaciones termodinámica para el rendimiento no existen (Ciclo de Carnot).

Tipos de celdas de combustible

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Ácido Fosfórico (PAFC)

Temperatura de operación: ~ 220 °C Este es el tipo de celda de combustible más desarrollado a nivel comercial y ya se encuentra en uso en aplicaciones tan diversas como clínicas, hospitales, hoteles, edificios de oficinas, escuelas, plantas eléctricas y una terminal aeroportuaria. Las celdas de combustible de ácido fosfórico generan electricidad a más del 40% de eficiencia - y cerca del 85% si el vapor que ésta produce es empleado en cogeneración - comparado con el 30% de la más eficiente máquina de combustión interna. Este tipo de celdas puede ser usado en vehículos grandes como autobuses y locomotoras.
Existen en producción comercial unidades de alrededor de 200kw.

Polímero Sólido (PEM)

Temperatura de operación: 50 - 100 °C Tienen una densidad de potencia alta, pueden variar su salida para satisfacer cambios en la demanda de potencia y son adecuadas para aplicaciones donde se requiere una demanda inicial de energía bastante importante, tal como en el caso de automóviles, de acuerdo con el Departamento de Energía de los Estados Unidos, "son los principales candidatos para vehículos ligeros, edificios y potencialmente otras aplicaciones mucho más pequeñas tales como baterías recargables para videocámaras por ejemplo.

Carbonato Fundido (MCFC)

Temperatura de operación: ~ 600 °C Las celdas de combustible de carbonato fundido prometen altas eficiencias combustible-electricidad y la habilidad para consumir combustibles a base de carbón.
En este tipo de celdas es aprovechada la electricidad y el calor generado.

Oxido Sólido (SOFC)

Temperatura de operación: 500 - 1000 °C Es una celda de combustible altamente prometedora, podría ser utilizada en aplicaciones grandes de alta potencia incluyendo estaciones de generación de energía eléctrica a gran escala e industrial. Algunas organizaciones que desarrollan este tipo de celdas de combustible también prevén el uso de éstas en vehículos motores. Las unidades que se abrigan van desde 25 hasta 100kw de potencia. Un sistema de óxido sólido normalmente utiliza un material duro cerámico en lugar de un electrolito líquido permitiendo que la temperatura de operación sea muy elevada. Las eficiencias de generación de potencia pueden alcanzar un 60%.

Alcalinas

Temperatura de operación: 50 - 250 °C Utilizadas desde hace mucho tiempo por la NASA en misiones espaciales, este tipo de celdas pueden alcanzar eficiencias de generación eléctrica de hasta un 70%. Estas celdas utilizan hidróxido de potasio como electrolito. Hasta hace poco tiempo eran demasiado costosas para aplicaciones comerciales pero varias compañías están examinando la forma de reducir los costos y mejorar la flexibilidad en su operación.

Producción de hidrógeno

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El hidrógeno a ser utilizado en las celdas de combustible puede obtenerse a partir de varias formas, utilizando diversos equipamientos y combustibles.

Producción de hidrógeno a partir de energía solar.

En el ciclo del hidrógeno solar la electricidad producida por los módulos solares opera un equipo de electrólisis que divide el agua en sus dos componentes elementales, hidrógeno (H2) y oxígeno (O2). El oxígeno se libera al aire y el hidrógeno se bombea a los tanques, donde es almacenado en el lugar de producción.

Producción de hidrógeno a partir de metano (CH4).

Cuando la cantidad de energía requerida es importante, como por ejemplo para abastecer una industria, edificios, etc., lo más conveniente es adoptar un sistema alimentado a gas natural o metano. Este sistema se basa en la oxidación del metano produciendo dióxido de carbono e hidrógeno, el cual pasa a alimentar las celdas de combustible. Generalmente las celdas de combustible tienen una eficiencia del 40%, por otro lado un procesador de combustible tiene una eficiencia de aproximadamente el 80%. Por lo tanto la eficiencia total del sistema "procesador + celda de combustible" es de alrededor del 30%.
La producción de hidrógeno a partir de metano se basa en la siguiente reacción química:

CH4 + H2O CO + 3H2
CO + H2O CO2 + H2
CH4 + 2H2O 4H2 + CO2

Ventajas de las Celdas de Combustible.

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Varias son las características que hacen que las celdas de combustible se consideren una de las formas alternativas más ventajosas para la obtención de energía.

Sus altas eficiencias rozan el 80% cuando además de electricidad se recupera calor. Este valor supera ampliamente las eficiencias de otros sistemas convencionales.

Además, la energía producida es 100% limpia, ya que el único producto que se obtiene es agua o vapor de agua dependiendo de la temperatura de operación del dispositivo.

Otra de sus ventajas es que pueden conectarse en paralelo para suplir cualquier requerimiento energético. Las celdas de combustible adosadas a un procesador permiten obtener energía a partir de combustibles corrientes como alcoholes, gas natural y combustibles de origen fósil, así como también a partir de biomasa o de la fracción orgánica recuperada de residuos sólidos domiciliarios.

             De todas formas, el combustible más conveniente termina siendo el hidrógeno, ya que es el que más energía entrega por unidad de masa (141 mJ/Kg). Además, el hidrógeno puede obtenerse fácilmente por electrólisis del agua. Estos equipos de electrólisis se pueden alimentar de energía eléctrica obtenida por paneles fotovoltaicos o aerogeneradores.

             El aspecto económico también es de gran relevancia, los precios de las celdas de combustible no son altos cuando se los compara con los gastos anuales de electricidad y gas natural, con lo que su compra se amortiza en pocos meses. Con respecto a los costos de mantenimiento, éstos se consideran mínimos o casi nulos.

             Además de todo esto, no debe dejarse de lado la importancia de la independencia energética que brinda la instalación y uso de celdas de combustible. Este será más adelante un importante tema, ya que abre un mercado eléctrico muy distinto al mercado eléctrico tradicional, en el cual hay monopolios naturales y un marco de regulaciones que lo alejan de la competencia “perfecta” que se puede llegar a tener.

           Por último, cabe aclarar que las celdas de combustible prometen seguir mejorando en todos sus aspectos y ampliar cada vez más el mercado, así lo demuestran las estadísticas.

Costos de Celdas de Combustible y el Mercado.

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Algunas compañías ofrecen plantas de celdas de combustible por cerca de 3.000 dólares por kilowatt. A esos precios, dichas unidades son competitivas en nichos de mercado de alto valor o en áreas donde la electricidad es cara y el gas (GLP, natural) más barato.

Un estudio de Arthur D. Little, Inc., predijo que cuando el costo de las celdas de combustible caiga a menos de 1.500 dólares por kilowatt se logrará una penetración de mercado a lo largo de Estados Unidos. Varias compañías están vendiendo pequeñas plantas orientadas a la investigación. Los precios varían.

Las celdas de combustibles deberán ser mucho más baratas para hacerlas comercialmente atractivas a los fabricantes de vehículos. Los motores de automóviles convencionales cuesta fabricarlos alrededor de 3.000 dólares. Será necesaria una mayor investigación para lograr que el precio de las celdas baje a ese nivel, personeros de DaimlerChrysler han esbozado que tendrán disponible el 2004 una celda de combustible comercialmente viable.

El Mercado de las Celdas de Combustible será de u$s 1,3 Billones para el 2003

Dependiendo del tipo de celda del que estemos hablando, es como se comportará su mercado; ya sean alcalina, carbonato molten, ácido fosfórico, polímero sólido (o membrana de intercambio de protón), y óxido sólido. Los mercados analizados incluyen equipos para transporte espacial/militar, instalaciones fijas y aplicaciones en productos portátiles.

El mercado de crecimiento más rápido entre los mencionados es el de los ácidos fosfóricos, con un promedio del crecimiento anual del 43,6 % desde 1998 al 2003. Se espera llegar a los u$s 250 millones para el 2003 desde los u$s 41 millones estimados en 1998.

El mercado más amplio es para los polímeros sólidos. Estimado en u$s 80 millones en 1998, se espera que ascienda a u$s 450 millones con un promedio de crecimiento anual del 41,3 % en los próximos cinco años. El mercado para el carbonato molten es el segundo con un crecimiento del 28,5 % para el mismo período. Se estima que este mercado ascienda a los u$s 350 millones para el 2003.

Más compañías junto con entidades gubernamentales y grupos industriales han gastado millones de dólares en la investigación y desarrollo de las celdas de combustibles con la esperanza de aliviar sus desventajas y comenzar su comercialización.

Esta revisión también considera baterías/pilas de aluminio-aire que son la única clase de celdas combustibles que consumen aluminio metálico. El mercado anual de las celdas de combustibles de aluminio-aire es aproximadamente de u$s 2 millones y debería crecer a u$s 25 millones para el 2003.

Las siguientes compañías ofrecen una variedad de productos relacionados a celdas de combustible incluyendo sistemas de prototipo para demostración, sistemas de bajo wattage, sistemas beta-testing, y productos movidos por celdas de combustible. Conviene chequear con cada una si sus productos se acercan a vuestras necesidades:

Avista Laboratories, www.avistalabs.com (PEM fuel cells for residential applications)

Ball Aerospace & Technologies Corp., www.ball.com (portable PEM fuel cell power systems)

BCS Technology, Inc., www2.cy-net.net/~bcstech (small PEM fuel cell systems)

DAIS-Analytic Corporation, www.daisanalytic.com (small PEM fuel cell systems)

DCH Technology, Inc, www.dch-technology.com (small PEM fuel cell systems)

EcoSoul, Inc., www.ecosoul.org (small, educational regenerative fuel cell kits)

ElectroChem, Inc., www.fuelcell.com (small PEM fuel cell systems)

Electro-Chem-Technic, www.i-way.co.uk/~ectechnic/HOME.HTML (educational fuel cell kits)

Element 1 Power Systems, Inc., www.E1PS.com (fuel cell systems in a variety of sizes)

Energy Partners, Inc., www.energypartners.org (PEM fuel cell systems in a variety of sizes)

H Power Corporation, www.hpower.com, www.hpowercanada.com (a variety of PEM fuel cell powered products, including backup power system)

H-TEK, Inc., www.h-tek.com (educational fuel cell kits)

Heliocentric Energiesysteme, www.heliocentris.com (educational fuel cell kits)

IdaTech, www.idatech.com (fuel cell systems with up to 10 kW in generating power)

ONSI Corporation, www.ONSICORP.com (200kW PAFC power plants)

Plug Power, LLC, www.plugpower.com (PEM fuel cells for residential applications)

Warsitz Enterprises, www.warsitz.com (small PEM fuel cell systems for portable power, experiment kits).

Generación Alternativa.

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En los comienzos de la industria eléctrica la necesidad de energía eléctrica en una localidad era satisfecha por la propia municipalidad a través de la instalación de generadores distribuidos en la misma.

La industria eléctrica comenzó su historia utilizando generación distribuida (GD), es decir generación situada en la propia red de distribución, muy cerca de la demanda. La generación era diseñada de tal forma de satisfacer la demanda con cierto margen de reserva (seguridad).

Más adelante, con el creciente aumento de la demanda de electricidad y debido a las economías de escala involucradas, se comenzaron a construir grandes centrales generadoras, generalmente cerca de las fuentes primarias de energía (ej. carbón, hidroeléctricas).

La gran diferencia de eficiencia entre una gran central de generación frente a una pequeña, en aquel momento, sumado al hecho de que el margen de reserva que se debía tomar en el primer caso era menor que si se instalaba la misma potencia en forma distribuida, dieron por resultado la actual concepción de los sistemas eléctricos. Es decir, un sistema eléctrico con generadores de gran tamaño, cuya energía debe ser necesariamente transportada hacia la demanda mediante grandes redes de transmisión.

Esta lógica de desarrollo ha sido sistemáticamente incentivada por el hecho que los costos de los sistemas de transmisión han sido menores que los beneficios que generan las economías de escala en la generación. Por tanto, en esencia, la existencia de economías de escala en la generación y el hecho que su magnitud haya sido tal que superan los costos de inversión en la transmisión, han sido los factores determinantes de la topología de los circuitos eléctricos actuales. Por otra parte, en la Transmisión son obvios los incentivos para construir una única red.

La influencia decisiva de las economías de escala hacen que la importancia de los costos fijos determine que en un amplio rango de capacidad, los costos medios sean decrecientes, constituyendo en consecuencia a este sector en un monopolio natural por excelencia.

Finalmente, las economías de escala no han sido los únicos factores determinantes en el desarrollo pasado de los sistemas eléctricos. En la generalidad de los países, la integración y formación de monopolios se ha debido a que el tamaño óptimo de las inversiones solo podía ser afrontado por el Estado; por lo que fue el Estado, la figura exclusiva que dominó la propiedad y el control en la dinámica de los Sistemas Eléctricos de Potencia hasta que la industria comenzó a pasar a manos de los privados con la consiguiente paulatina desregulación de los mercados.

Concepción tradicional de la industria eléctrica

La conformación de un sistema eléctrico actual es el resultado de una concepción que ha tenido vigencia por muchos años: grandes plantas de generación, generalmente ubicadas lejos de la demanda, y grandes redes de transmisión que llevan la energía generada hacia ella. En esta concepción tradicional, la producción de electricidad dentro de la industria eléctrica consiste en un proceso que consta de cuatro etapas (Generación, Transmisión, Distribución y Consumo), el cual se realiza con un orden determinado definiendo por lo tanto cuatro niveles, tal como se muestra en la Fig. 1.

FIG 1: Concepción Tradicional de un Sistema Eléctrico

Es un fenómeno conocido que desde su comienzo la industria eléctrica es una industria en crecimiento continuo, debido a que la demanda de electricidad crece en forma sostenida. Esto obliga obviamente a aumentar también la generación de energía eléctrica en forma permanente.

Dentro de la concepción tradicional de la industria eléctrica, el crecimiento del sistema implica la instalación de nuevas plantas generadoras en el Nivel 1 (ver Fig. 1), en forma más o menos continua en el tiempo, y la ampliación de las redes de transporte y distribución de energía (Nivel 2 y Nivel 3), también en forma continua pero con menor frecuencia.

Revisemos, ahora, qué cambios se han estado gestando en la dinámica de los factores que determinan el desarrollo de los SEP.

La nueva concepción de la industria eléctrica

El crecimiento del mercado eléctrico, el desarrollo de mercados de capitales y el progreso técnico acelerado, han hecho que el tamaño óptimo de las nuevas inversiones en generación disminuya en relación al tamaño del mercado y a la capacidad financiera privada. En esta situación, surgen condiciones en el sector de la generación, para que su desarrollo pase a ser coordinado por el mercado. A esto se suma un énfasis generalizado en promover la competencia en el mercado de generación, en general y en particular, en el suministro de grandes consumidores.

Es esta nueva situación a la que apuntan todos los procesos de desregulación que se están dando, con mayor o menor velocidad, en el mundo.

Por otra parte, en las últimas décadas se ha producido un cambio radical en el comportamiento de los costos de generación debido a los cambios tecnológicos.

Si observamos como se comportan las eficiencias de las distintas tecnologías de generación actuales respecto al tamaño de la planta (Fig. 2), vemos que para algunos casos, como el de las plantas a gas, no se producen cambios importantes en la eficiencia al variar la potencia del generador.

FIG 2: Eficiencia v/s Potencia de las distintas alternativas de generación

Es importante notar, que en el pasado, la situación no era ésta, sino que por el contrario las diferencias de eficiencia eran significativas al variar el tamaño de la planta.

En consecuencia, la situación ha cambiado respecto del pasado. Se disponen en la actualidad tecnologías que permiten generar utilizando tamaños de plantas relativamente pequeñas respecto a la generación convencional y con menor costo por MW generado.

Es esta evolución tecnológica la que tiene una importancia estratégica clave, puesto que, la relación de eficiencia era lo que determinaba, en el pasado, las economías de escala de los generadores. Ante esta nueva situación se tiende a perder uno de los factores básicos que justificaba económicamente las grandes centrales.

Por otra parte, el tamaño de estos nuevos generadores no necesitan de un sistema de transmisión sino que son adecuados para conectarse directamente a la red de distribución, siendo la energía generada por ellos consumida directamente en el lugar donde es producida. No se debe instalar entonces ninguna red de transmisión, evitando así los correspondientes costos de inversión que dicha instalación implica y las pérdidas de energía que se producirían si la red de transporte se instalara.

En consecuencia, la tendencia será a un cambio de la topología de los circuitos eléctricos de los SEP.

En la nueva concepción de la industria eléctrica, la generación no es exclusiva del Nivel 1 y el flujo de potencia no es unidireccional como en la Fig. 1. Por el contrario, tenemos ahora un esquema como el de la Fig. 3.

FIG 3: Concepción Futura de un Sistema Eléctrico.

En este nuevo esquema, una parte de la energía demandada es proporcionada por los generadores centrales convencionales, mientras que otra es producida mediante GD (Generación Distribuida).

Diferenciamos en el esquema la autogeneración de energía, es decir aquellos casos en que un consumidor produce energía eléctrica para sí mismo, aunque podemos

considerarlo también GD.

Crecimiento del sistema

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Dentro de la nueva concepción de la industria eléctrica, el crecimiento de la demanda se puede satisfacer de dos formas:

· Instalando generación central convencional y ampliando las redes de transporte.

· Instalando GD.

La decisión pasa por resolver un problema técnico-económico.

Realicemos algunas consideraciones generales.

Una gran central moderna conectada en la red de transmisión siempre será más eficiente que una pequeña central moderna distribuida (las economías de escala existen cuando se aumentan las dimensiones de un generador en múltiples magnitudes). Sin embargo, en una de las magnitudes claves, la eficiencia, las diferencias pueden no ser muy importantes, tal como se observa en la Fig. 2.

Incluso, si lo que se pretende es potenciar una vieja planta generadora, probablemente los costos asociados sean mayores a si se instala una nueva planta generadora distribuida. Esto se debe a que una de las características de los generadores distribuidos es que se producen en fábrica en forma standard y luego se instalan fácilmente en sitio, lo que reduce notablemente sus costos ("plug and play").

En la evaluación de las opciones, los costos exactos que se deben evaluar son aquellos de la planta de GD contra los de la planta generadora convencional más la red de

transporte asociada a esta última, tanto en costos hundidos como en mantenimiento y pérdidas acumuladas. Como ya se observó, por estar cerca de la demanda, la GD no utiliza la red de transmisión y por lo tanto evita los costos asociados con ésta.

Es importante observar también que mientras que los costos globales de construcción de las redes de transporte se han incrementado, debido al aumento en el costo de la mano de obra y de las restricciones de servidumbre, estéticas y de diseño, por el contrario, los costos en la GD han caído ya que estas plantas se construyen en forma standard y tienen gran modularidad.

Además de las consideraciones anteriores, debe tenerse en cuenta que la GD puede presentar beneficios adicionales al sistema eléctrico:

· Reduciendo las pérdidas en las redes de distribución.

· Incrementando la confiabilidad en el suministro de energía eléctrica.

· Proporcionando control de energía reactiva y regulación de tensión en la red de

distribución.

· Generando energía limpia utilizando fuentes renovables (GDR - Generación

Distribuida Renovable).

· Atomizando y descentralizando la propiedad en el sector de generación,

característica fundamental para incentivar la competencia.

Como consecuencia, la GD presenta varias ventajas frente a la generación central

convencional. Sin embargo, la decisión última deberá ser el resultado de un estudio detallado para el caso particular en consideración.

¿Redes de transmisión o generación distribuida? ¿Existe elección?

A pesar de que la decisión entre una u otra forma de resolver la ampliación del sistema para un caso particular debiera pasar por resolver un problema de tipo técnicoeconómico, la pregunta que aparece en este punto es: ¿existe la opción?, es decir, ¿es posible elegir entre una u otra de las opciones o, por el contrario, existe una opción ya condicionada?

Evidentemente, en el sector eléctrico, las imperfecciones del mercado abundan, basta observar que tanto la transmisión como la distribución son sectores de "grandes redes" y como tal monopolios naturales "por definición". Por lo tanto, Competencia y Regulación, son actividades francamente complementarias de esta Industria, pero es la Regulación tanto en el plano normativo como en el positivo la que en última instancia determinará el grado de competencia real que exista.

Entonces, en la nueva industria eléctrica de competencia, el rol que juegan los marcos regulatorios es fundamental. Estos deben establecer sistemas tarifarios justos que

reconozcan los costos y beneficios reales del sistema y eviten los subsidios cruzados entre los distintos agentes y la existencia de restricciones, directas o indirectas, a la entrada de nuevos agentes.

Sin embargo, lo que se observa en varios de los marcos regulatorios actuales es una concepción tradicional de la industria eléctrica, caracterizada por los cuatro niveles ya vistos (Generación - Transmisión - Distribución - Consumo). Con esta visión, se niega la nueva concepción de la industria eléctrica, que surge por los avances tecnológicos de las últimas décadas, haciendo que las estructuras tarifarias no reconozcan los costos y beneficios reales de la GD. En consecuencia, la vuelven no competitiva y deja de ser una opción.

Si se parte del principio que solo se paga por lo que se usa y de acuerdo a cuánto se usa, el generador distribuido que no transforme al nodo frontera del circuito distribuidor al cual está conectado en exportador, no debería pagar costo alguno de transmisión.

La transmisión: ¿monopolio natural o mercado de competencia?

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Como ya hemos mencionado y amplia bibliografía especializada demuestra, la transmisión de los SEP han constituido hasta el presente monopolios naturales.

En los procesos de cambio regulatorios en que los mercados eléctricos están insertos, las regulaciones se enfrentan a la compleja tarea de regular un monopolio natural.

Particularmente, la complejidad también es magnificada por el hecho que la evolución tecnológica puede desarrollar fuerzas que hagan desaparecer o resentir los factores "naturales" que determinan la existencia de un monopolio.

Por otra parte, cuando la orientación se propone en asignar a la existencia de competencia un valor preponderante en la asignación eficiente de recursos, los marcos regulatorios deben permitir aparecer aquellas fuerzas con la intensidad que le corresponda y no mitigarlas con normativas rígidas que atrofien la existencia ficticia de un monopolio.

Resulta entonces muy importante detectar y definir con precisión cuál es el factor principal que hace que una empresa deba ser catalogada como monopolio natural. En términos teóricos, debemos detectar qué hace que los costos medios de la empresa, en el rango de producción esperado sean monótonamente decrecientes. Esto por el lado de la oferta, mientras que por el lado de la demanda debemos detectar la razón que hace aparecer demanda cautiva para ese monopolio.

Para el caso del sector Transmisión, la respuesta a las interrogantes anteriores no han generado mucho debate. El alto impacto de los costos fijos frente a los variables, y la

rigidez de aquellos para amplios rangos de producción (kW transmitidos) es lo que hacen que los costos medios sean decrecientes. Además, estos costos fijos son en su gran mayoría irreversibles, por lo que entonces son costos hundidos, que imponen restricciones a la entrada de competencia por el lado de la oferta.

Por el lado de la demanda, tal como se explicó al principio, la totalidad de la generación compuesta por grandes generadores, se instalaron en el sistema de transmisión. Por lo tanto, cualquier usuario que pretenda vender o comprar energía eléctrica necesita ser usuario de la transmisión, es decir, es cautivo de la misma.

Pero, por otra parte, la característica principal de la GD es que ofrece una alternativa, viable y competitiva, para que un usuario utilice energía eléctrica sin tener necesariamente que ser usuario de la transmisión. Al agregarse este efecto, el transmisor tiende a perder su demanda cautiva, por lo tanto, pierde uno de los factores "naturales" que lo hacían monopolio.

En estas condiciones, tiende a perder validez la determinación regulada y aislada del precio del transportista. Es más, de pretender administrar el precio, fijándolo a priori, en términos teóricos el sistema deberá tender a ajustar por cantidad demandada al transportista. En efecto, supongamos que lo fijáramos "alto", esto tiende a una subida del precio de la energía en los nodos de conexión con distribución. Pero esto lleva a un aumento de oferta en GD, que se torna más competitiva, lo que hace finalmente disminuir la energía que proviene de la transmisión ajustando así la cantidad al nuevo precio.

Evidentemente, para que esta situación se haga efectiva resulta vital que la regulación la permita y respete el factor "natural" competitivo clave de la GD y no le cargue costos de transporte a una actividad que no hace uso de ese servicio.

Conclusiones

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La GD mediante la utilización de Celdas de Combustible y turbinas Eólicas aparece como una opción a los sistemas de transmisión. Para cada caso particular habrá que decidir cuál de las dos opciones es la mejor solución desde del punto de vista técnico-económico.

Sin embargo, un marco regulatorio que no reconozca los costos y beneficios reales involucrados en el sistema eléctrico y en particular los de la GD producirá que se vuelva no competitiva y distorcionará un desarrollo eficiente del SEP.

Los marcos regulatorios deben ser lo suficientemente flexibles como para absorber la velocidad de cambio impuesta por el avance tecnológico actual.

¿Juegan un rol significativo para el futuro las energías renovables?

Sí, siempre y cuando se cuente con:

ü Políticas estimulantes y marco regulador propicio.

ü Infraestructura institucional y técnica adecuada y efectiva.

ü Mecanismos financieros apropiados y expeditos.

ü Planes concertados para acciones intersectoriales en asuntos de energía.

ü Mecanismos apropiados para facilitar la participación de la inversión privada.

ü Coordinación efectiva entre los distintos promotores de las energías renovables en el mercado.

Dos desventajas que tiene la GD son: la inversión inicial en $/kW es superior respecto de los esquemas de generación centralizada, y es posible que en algunos casos exista indefinición sobre la propiedad de los activos sobre todo en el caso de fuentes renovables de energía.