Las 10 centrales hidroeléctricas mas grandes del mundo.

La energía hidroeléctrica presenta numerosas  ventajas sobre la mayoría de otras fuentes de energía eléctrica, incluyendo un alto nivel de fiabilidad, tecnología probada y de alta eficiencia, los costes más bajos de operación y mantenimiento, y una gran flexibilidad y capacidad de almacenamiento. La energía hidroeléctrica, obtenida a través del aprovechamiento de la energía cinética y el potencial de las corrientes y saltos de agua, es una de las fuentes renovables más antiguas y utilizadas del planeta para la obtención de energía. China, es hoy el mayor productor mundial de energía hidroeléctrica,  seguido de Brasil, Canadá, Estados Unidos y Rusia, países que cuentan con  las principales centrales hidroeléctricas del mundo. Las Top 10 de las centrales hidroeléctricas:

A continuación también mencionamos las ventajas y desventajas de la centrales hidroeléctricas;

Ventajas

Desventajas

·         Las grandes centrales hidroeléctricas pueden cambiar a capacidad máxima para satisfacer las demandas pico simplemente controlando la cantidad de agua liberada. ·         Los sistemas micro-hidroeléctricos no producen contaminantes. ·         La hidroelectricidad es un recurso renovable. ·         Las grandes presas pueden ser útiles para el control de las inundaciones. ·         Los sistemas micro-hidroeléctricos puede proporcionar energía sin afectar la calidad del agua, sin afectar el hábitat, y sin alterar el curso del río o arroyo. Dejando una huella muy pequeña. ·         Las grandes y mega-represas pueden crear lagos recreativos.

·         Grandes centrales hidroeléctricas que generan depósitos realmente pueden producir enormes cantidades de metano y CO2 a la atmósfera. Cuando el área detrás de la presa se inunda, los árboles y otros materiales vegetales se cubren hasta la putrefacción y tamizan a la parte inferior donde continúan descomponen sin oxígeno. ·         Esto crea metano, que se libera cuando el agua fluye a través de las turbinas. ·         Los embalses creados por las represas grandes y mega represas destruyen los hábitats locales. Cuando el área se inunda, la vida vegetal se sumerge, y cualquier animal y la vida humana en el área debe re-ubicarse o perecer. ·         Las grandes represas hidroeléctricas son caras de construir. ·         Represar ríos y arroyos cambia los canales naturales, desviando el agua de las áreas que dependen de ella. ·         Las presas alteran los patrones de desove de los peces, y suelen dar lugar a ausentarse especies en un área  entera. El agua que se mueve sobre una presa puede recoger nitrógeno, causando la muerte de peces aguas abajo.

Como leer tu recibo de luz

Integración Energética

Hola,

Recibí este comentario en google a un post que realice:

hector raul rodriguez burga:

saludos, que piensa de la integracion regional electrica, gracias

http://es.slideshare.net/Edelnor/posibilidades-de-interconexion-regional-e-intercambios-de-energia.

Agradezco cada comentario que hacen, se siente bonito :)

Querido Hector, gracias y en especial por adjuntar el link de la presentación al respecto.

Como se sabe uno de los beneficios de la integración energética es la seguridad de suministro entre los involucrados, precios competitivos en el mercado eléctrico al existir mayores agentes ofertantes, etc.

Sin embargo geopolíticamente, ser dependiente energético, es complicado, ya que supedita a otros el abastecimiento de la energía.

Obviamente para la integración energética, es necesario normas o reforma al marco regulatorio que ayude a la competencia en la generación, es decir que brinde seguridad jurídica, eficiencia y equidad para los países participantes. Asimismo los enlaces de transmisión traen consigo una restricción al intercambio energético, con los llamados costos de congestión.

No olvidemos que lo que se busca es el equilibrio entre una operación al mínimo coste y con seguridad. 

En Peru, COES considera que las interconexiones con países vecinos tienen un alto potencial de desarrollo en mediano y el largo plazo. Se estima que para el 2024 se contara un sistema de trasmisión robusto en 500 kV y generación suficiente para intercambios de electricidad.

Ante el crecimiento económico de los países vecinos o restricciones climáticas u operativas que afecten a la demanda y generación energía de cada país, la integración energética se presenta como una clara solución.

Actualmente tenemos intercambios con el vecino país del Ecuador, cada vez que se requiere la importación o exportación de energética afín de abastecer la demanda considerando el procedimiento de Intercambios de Electricidad con Ecuador en el marco de la Decisión 757 de la CAN y el Decreto Supremo N° 011- 2012-EM. Mientras que la integración con otros países aun se encuentra en estudios.

El impacto del Gas de Camisea - Perú

El hito más importante en el tema gas natural para el Perú lo constituye el descubrimiento de los yacimientos de Camisea en la década de los 90. Dicho yacimiento cuenta con 13 tera pies cúbicos de gas natural lo cual equivale a 2 800 millones de barriles equivalentes de petróleo (BEP). De esta cantidad aproximadamente 700 millones de BEP corresponden a los condensados y el restante (2 100 millones de BEP) al gas natural seco (metano más etano).

A la luz de la importancia de Camisea, en el periodo 1994 a 1996, se expiden los reglamentos que regulan la extracción, transporte, distribución y comercialización del gas natural así como los líquidos del gas natural que son considerados como un producto equivalente a los derivados del petróleo (GLP, gasolinas, diesel y residuales).

En función de dichos reglamentos se firma el contrato del siglo (en materia de hidrocarburos) con el consorcio Shell-Mobil (SM) para desarrollar el yacimiento y extraer los productos comerciales hacia el mercado más relevante para el proyecto de acuerdo a la concepción de consorcio.

Luego de dos años de administrar el proyecto en base al contrato de licencia, el consorcio SM decide no continuar con el proyecto argumentando falta de rentabilidad del mismo cuando en realidad no había conseguido de parte del gobierno mayores facilidades a las establecidas en el contrato. La falta de acuerdo sobre la estructura industrial de la explotación del gas natural para viabilizar la comerciabilidad de las reservas del campo de Camisea, así como la posibilidad de exportar el gas natural al extranjero para acelerar la monetización de las reservas.

Finalmente, en el año 2000, luego de la promulgación de normas legales específicas que promovieron la inversión en la industria del gas natural (se otorgaron garantías y salvaguardas para los inversionistas), el Estado peruano llevó a cabo las licitaciones internacionales para dar en concesión el desarrollo de las actividades de explotación del Lote 88 (el principal bloque del yacimiento Camisea) a distintos operadores privados, así como las actividades de transporte y distribución por red de ductos del gas natural, lo que a partir de entonces se denominó el Proyecto Camisea.

Perú esperó cuatro años luego de la adjudicación (hasta agosto de 2004) para su puesta en operación comercial. Durante este tiempo se realizaron estudios de ingeniería, el desarrollo y la construcción de la infraestructura para transformar las reservas de Camisea en una fuente de energía comerciable y disponible para abastecer a la economía nacional.

Es entonces que comienza una revolución dramática de la industria energética en el país. El gas natural de Camisea ha sido la fuente clave de energía para sostener el crecimiento de la economía peruana (tasas por encima de 6% promedio anual) en los últimos 10 años. Un avance que es consecuencia del boom de las materias primas ocurrido en la última década, la modernización de la economía peruana por su inserción en la economía global y las reformas estructurales de mercado aplicadas en los últimos años.

Los principales beneficiarios del gas de Camisea han sido los usuarios del servicio público de energía eléctrica, quienes han gozado de tarifas más baratas y una fuente de electricidad estable. El desarrollo de las redes de distribución de gas natural físicas, como aquellas que usan camiones cisterna en todo el país (conocidas como “transporte virtual”), permitirá que en menos de cinco años, cerca de medio millón de hogares dispongan en sus casas suministros continuos de gas natural.

El descubrimiento del yacimiento de Camisea y su posterior explotación en la década pasada ha permitido transformar el modo de vida de la población peruana, logrando que acceda a una fuente energética más económica, limpia y segura. Prueba de ello es que, a la fecha, alrededor de 40% de la matriz energética primaria del sector eléctrico está compuesta por GN. Asimismo, el GN satisface las necesidades energéticas de aproximadamente 200,000 usuarios a nivel residencial, más de 150,000 vehículos de transporte que consumen GN vehicular (GNV) y cerca de 1,400 clientes industriales y comerciales.

Para saber mas, descarguen estos archivos:

http://www.osinergmin.gob.pe/newweb/uploads/Estudios_Economicos/La_industria_del_gas_natural_en_el_Peru.pdf

http://www2.osinerg.gob.pe/Infotec/GasNatural/pdf/Seminario08092005/1.%20OSINERG.pdf

http://www2.osinerg.gob.pe/Infotec/GasNatural/pdf/Seminario08092005/2.%20PLUSPETROL.pdf

Saludos
Lizbet

Uso de costos marginales.

Económicamente, cuando se inicia el mercado como tal, el bien que se produce puede ser banal o colectivo, el banal es comercial a gran publico : comida, vivienda, vestido.. etc y los bienes colectivos: tiene que ver con los recursos naturales y a disposición de la sociedad como ejemplo: el aire, el agua . 

Y la electricidad que tipo de bien es? es comercial -banal o colectivo? (Acepto respuestas, ya que hay muchas discusiones al respecto en los libros de economía).

A medida que crece el mercado (de cualquier tipo) se debe observar la optimización de los recursos (manejar escasez) y la maximizan de las utilidades - minimizar costos como condiciones económicas necesarias para abastecer a la demanda. (el bonito mundo de los optimizadores matemáticos :))

Como se debe remunerar?, cuanto debe costar? 

La electricidad es un bien que tiene ciertas caracteristicas como las siguientes:

• La demanda de electricidad es estacional en el corto y largo plazo con altos grados, de aleatoriedad
• La electricidad no es almacenable
• Elevada inelasticidad del consumo

Para saber el costo, la empresa eléctrica se podria basar en el costo medio y el costo marginal ya sea en el corto plazo y el largo plazo. 

Considere estas ecuaciones:

Costo Total: Costo Fijo +Costo Variable

Costo Medio : Costo Total/ Producción

Costo Marginal: El costo de la unidad adicional producida para cubrir la demanda (Corto Plazo). Mientras que en el largo plazo seria el costo de anticipación o de la tecnología que cubra la máxima demanda pico en el largo plazo.

CMg = ∂CT / ∂Q

El costo marginal es un concepto fundamental en la teoría microeconómica, debido a que se utiliza para determinar la cantidad de producción de las empresas y los precios de los productos. Específicamente, la teoría dice que en un mercado perfectamente competitivo, los precios deben ser iguales a los costes marginales de producción. El uso de los costes marginales para calcular los precios de mercado tiene su justificación en la teoría microeconómica. 

El costo marginal depende de la tecnología utilizada en la producción y de los precios de los insumos y los factores de producción.Es el legado de brillantes economistas -Menger, Jevons y Walras- conocidos como marginalistas. 

Los costes marginales “de corto plazo”, esto es, los costes en que se incurre cuando el sistema eléctrico tiene que reaccionar ante el incremento de la demanda con sólo tiempo para responder con las plantas instaladas y disponibles. También podrían examinarse los costes marginales “de largo plazo”, los costes cuando el sistema tiene varios años para prepararse para el incremento de la demanda, y por lo tanto es capaz de ajustar la capacidad de generación instalada para responder mejor al cambio.

Los precios de mercado que se basan exclusivamente en los costes marginales de generación de corto plazo no garantizan en principio que cualquier generador recupere sus costes, incluido un rendimiento razonable de la inversión.

• El Precio de Mercado (PM) es igual al Coste Marginal (CM) de la último grupo despachado. 
• Idealmente es el coste variable del grupo más caro despachado
• Las tecnologías punta deberían incluir sus costes fijos (si no existieran pagos regulados)
• En la práctica la definición del Costo Marginal no es clara por existir solapamientos de los períodos y costes fijos de operación. (Centrales despachadas en valle para poder funcionar en punta / Rampas, tiempos y costes de arranque)

Recuerda:

• Los costos marginales son costos de abastecer la última unidad de consumo en una cierta industria. NO SON los costos de abastecer la totalidad de la demanda. 
• Tarificar a costos marginales de expansión y de operación permite rentar tanto inversiones como operación del sistema completo bajo el supuesto que este está eficientemente adaptado en oferta y demanda.
• Sin negar sus ventajas sobre los otros tipos de tarificación en el plano de la no discriminación y de la eficiencia económica, la tarificación marginalista continúa siendo un instrumento ne­cesario pero insuficiente para escoger las elecciones de consumi­dor y jalonar el conjunto del mercado eléctrico hacia el estado óp­timo de asignación de los recursos. 

El mercado no garantiza el parque óptimo 

Potencia Firme - Instalada - Efectiva

La palabra potencia esta relacionada a la capacidad de producción de una unidad de generación. Sin embargo en muchos procedimientos técnicos o literatura se menciona varios tipos de potencia. 

Es en Perú que consideramos los siguientes términos de potencia y sus implicancias.

• Potencia Efectiva: Es el rendimiento real al que operan las centrales. Esto se basa en pruebas de potencia efectiva realizado a ciertos estándares donde se le exige la maquina su máxima potencia. Este valor de potencia es considerado como insumo en los despacho diarios de energía como el valor máximo de la maquina.

• Potencia Instalada: La potencia instalada es la suma de las potencias nominales de las unidades de generación del Sistema Eléctrico. Este valor es considerado para el análisis de la evolución del parque generador.

• Potencia Firme: Es la potencia máxima que podría generar una unidad de generación con un alto nivel de seguridad (dependiendo si es hidroeléctrico o térmico). Este valor es calculado de manera mensual, es la potencia efectiva afecta de una probabilidad de indisponibilidades de generación y es el valor bajo el cual se remunera la potencia del parque generador del sistema.

Porque se opera con potencia efectiva y se remunera con potencia firme?. Porque una parte es operativa y la otra es comercial. 

Para efectos de operación se requiere la potencia máxima real de la maquina como información.

Mientras que para cuestiones de pago se remunera la capacidad de todas las unidades afectas a las indisponibilidades mas un margen de reserva, es decir es un pago por un parque generador seguro y eficiente, dando señales en la tarifa (pago) para la inversión de nuevas maquinas. 

Esto abre interrogantes sobre como pagar la capacidad del parque generador, tema que veremos en otro post...

Saludos

‘shale gas’ o gas de esquisto

¿Qué es el shale gas?

El shale gas, gas de lutita, gas de esquisto o gas pizarra, es un hidrocarburo en estado gaseoso que se encuentra en la formaciones rocosas sedimentarias de grano muy fino. Este tipo de gas natural se extrae de zonas profundas en terrenos donde abunda el esquisto, las lutitas o las argilitas ricas en materia orgánica. El interior rocoso del esquisto presenta baja permeabilidad, lo que impide su ascenso a la superficie. Por ende, para la extracción comercial de dicho gas, es necesario fracturar la roca hidráulicamente.

¿Como se extrae?

A través de la técnica de la fractura hidráulica, desarrollada por los estadounidenses, se crean fisuras subterráneas (a una profundidad de entre 1 y 5 kilómetros bajo la tierra), inyectando agua, arena y productos químicos para liberar el gas almacenado en las placas arcillosas. Para extraer el gas shale atrapado en rocas de esquisto es necesario hacer un pozo vertical, luego hacer una serie de incisiones horizontales e inyectar agua a alta presión con químicos -muchos de ellos tóxicos- y con otros materiales para permitir la salida del gas. Esta técnica se hace de forma intensiva en Estados Unidos desde finales de la década pasada.

El shale gas en el mundo

Entre el 2007 y el 2012 la producción de gas de esquisto representó casi el 35% de la producción total de gas en EE.UU., y esta cifra podría crecer a 50% para el 2030. Y si hablamos de petróleo de esquisto, este puede proveerle de 6 millones de barriles al día de crudo para el 2020, según un estudio del Centro Belfer de la Universidad de Harvard. 

Estados Unidos, la única economía que se ha lanzado a la explotación de esta técnica, es quien más beneficios está sacando. Entre 2005 y 2012, los precios de la electricidad bajaron un 4% en EE.UU.; en el mismo periodo, subieron un 38% en Europa. En ello ha tenido mucho que ver, dice Roland Berger, el precio del gas natural, que cayó de 9 dólares por MBTU en 2005 a 3 dólares en 2012. A la vez, en Europa crecieron casi un 100%.

Esta caída del precio del gas natural también ha influido en el suministro de otras gases líquidos, como el etano, butano y propano, lo que ha impulsado la inversión en la industria petroquímica. 

Muchos paises, viendo esta pérdida de competitividad y moderar los precios energéticos, pide un impulso al «fracking», a través de un marco regulatorio estable, que tenga en cuenta las garantías medioambientales que exige la Unión Europea. 

Sin embargo para empezar, en el Viejo Continente, los costes de exploración son un 100% más caros que en el país norteamericano.

El Shale gas en America Latina...

La revolución del shale gas ha dado un giro radical a los pronósticos sobre energía, alteró el perfil energético de los Estados Unidos y ha dado pie a la pregunta de si los Estados Unidos son un importador o exportador de gas natural. ¿Será posible que el shale gas tenga el mismo impacto en América Latina?

La respuesta simple es sí, pero… 

En América Latina, Argentina tiene el mayor potencial de gas de esquisto, seguido por México y Brasil... muchos han visto probables inversiones sin embargo los retos fundamentales es el acceso a la tecnologia, los altos costes, los impactos medioambientales..

En el Perú existen zonas donde se podría explotar “shale gas” o gas de esquisto, pero la tecnología para extraerlo aún es cara y dañaría la napa freática, donde se ubica el agua subterránea, señaló ayer el gerente general de Petroperú, Luis Lem.

Esta entrevista me pareció importante al respecto.