Etapa N°3 - Plan De Expansion Del Parque Generador 2.docx

Revista de Iniciación Científica – RIC – Journal of Undergraduate Research

Etapa III: Plan de Expansión del Parque Generador de Panamá Jose Aponte, Alvaro Burgos, Amada Duarte, Enelisyer Fong, Dabasuren Paternina Licenciatura en Ingeniería Electromecánica – Facultad de Energía Eléctrica – Universidad Tecnológica de Panamá

Resumen: Este informe tiene como objetivo principal realizar un plan indicativo de expansión para la generación de energía proyectada hacia el año 2026. En la primera parte realizamos una revisión de la capacidad instalada del país, y a partir de esta información modelamos la demanda posible en 10 años. A partir estos datos, estructuramos un plan para fortalecer la capacidad instalada del parque actual, cumpliendo con ciertos requisitos de sostenibilidad. Antes de decidir las distintas tecnologías se hizo un estudio del potencial energético en el país para lograr encontrar los posibles lugares de instalación de las centrales y al mismo tiempo se estudió todos los aspectos relacionados con la implementación de dichas tecnologías. Como último punto nos enfocamos en tomar en consideración los posibles escenarios de nuestro futuro parque. Palabras Claves: Demanda, Energía Eléctrica, Expansión, Parque Generador, Potencial, Abstract: This report 's main objective is to perform an indicative expansion plan for power generation projected to 2026. In the first part we review the country's installed capacity, and from this information, we model the potential demand in 10 years. From these data, we structured a plan to strengthen the installed capacity of the current park, meeting certain sustainability requirements. Before deciding the different technologies, a study of the energy potential in the country was to achieve find potential installation sites of the central and at the same time all aspects related to the implementation of these technologies were studied. As a last point we focus on taking into consideration the possible scenarios of our future park. Keywords: Demand, Electric Energy, Expansion, Generating Capacity, Potential.

Introducción Este proyecto de Expansión del Parque Generador Panameño, consistió en una serie de etapas donde analizamos distintas tecnologías energéticas, y nos enfocamos en el potencial energético en nuestro país, con el objetivo de lograr abastecer la demanda eléctrica de Panamá.

La Generación actual en Panamá se caracteriza por depender de la importancia de hidrocarburos y la energía hidráulica. El sector de casi toda la generación hidráulica en Panamá se encuentra en las provincias de Chiriquí y Bocas del Toro, con un alto porcentaje de instalación de embalse. El potencial que existe de generación eólica es alto, pero se encuentra sectorizado.

Al proyectar a futuro la tendencia de crecimiento de la demanda en comparación con el parque generador actual, podemos percatarnos que este no podrá cubrir con la potencia firme necesaria para cumplir con un sistema de generación eléctrica confiable, seguro y sostenible. Por lo que podemos inferir que la red eléctrica para el año 2026 se encontrará en una situación de crisis, donde sucederá apagones a lo largo del territorio panameño.

El punto principal del presente estudio es analizar las condiciones que se deben cumplir en el diseño básico del parque generador en el año 2026, teniendo en cuenta como prioridad que este parque debe cumplir con la demanda máxima, y aun así con 15% de reserva para proporcionar al sistema una operación segura y estable.

Estos factores nos motivan como ingenieros eléctricos a tratar de resolver este tipo de necesidades y buscar soluciones energéticas como en este caso la expansión del Parque Generador Actual, con la implementación de energías completamente renovables.

Para finalizar esperemos que nuestro estudio este lo más a acorde con la realidad y que funcione como iniciativa para la expansión del Sector Eléctrico Panameño. De este modo lograr encontrar la solución del problema actual y futuros que presentará debido al crecimiento del sector eléctrico en nuestro país.

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Plan de Expansión del Parque Generador de Panamá

1. Demanda de la Energía

Proyección de la Demanda a 2026

La Demanda Energética Nacional ha ido en aumento debido a la mejora de la calidad de vida de las personas, lo que conlleva un aumento en la producción eléctrica.

Las premisas básicas de estas proyecciones se fundamentan en el punto de vista positivo en la economía que ha tenido Panamá, en especial durante el último año 2016 con una tasa de crecimiento económico promedio de 5.9%.

Las proyecciones realizadas por la Secretaria Nacional de Energía y ETESA tienen como aspectos a considerar la evolución del crecimiento de la población, el producto interno (PIB), los ingresos de las familias, así como el estudio de la demanda futura tomando en cuenta, la disponibilidad de los productos que se caracterizan por consumir grandes cantidades de energía. Crecimiento del PIB El crecimiento económico es de extrema importancia para definir y proyectar cualquier variable a futuro, pues la capacidad adquisitiva influye directamente en los patrones de consumo, incluyendo el consumo de energía.

El pronóstico realizado de la demanda eléctrica en el país, se basa principalmente en factores a lo interno de la economía nacional, tomando en cuenta las obras de gran magnitud como la Ampliación del Canal, y la incorporación de la carga futura de magnos proyectos de infraestructura, por parte del Estado, como la operación de las líneas 2 y 3 del Metro de Panamá; de la operación de las estaciones de bombeo del Saneamiento de la Bahía, la nueva terminal del Aeropuerto de Tocumen y facilidades anexas

Panamá ha tenido un crecimiento económico importante en los años recientes y este se ha visto reflejado en el consumo energético, el cual impulsa el desarrollo de los sectores comerciales e industriales y el aumento de la demanda residencial por una mayor capacidad de adquisición de equipos. Figura N°1.1. Evolución del PIB

Figura N°1.2. Proyecciones del Consumo Eléctrico y Demanda Máxima anuales a 2026.

Referencia: Plan Energético Nacional 2015-2050

Se espera que luego del año 2017, la economía se estabilice y mantenga parámetros de crecimiento sostenidos del PIB del 5 al 6%, por varios años. Estas perspectivas económicas marcan de por sí, la tendencia a seguir de las proyecciones de energía y potencia del Sistema Interconectado Nacional. Los estimados de crecimiento anual de energía en el corto plazo (2015-2018), reflejan crecimientos de aproximadamente 4.4% según la ocurrencia de escenarios moderados; y en el largo plazo (2019-2029), las tasas de crecimiento son levemente más moderadas, entre 5.1 y 5.2%, respondiendo a escenarios levemente más conservadores con respecto a los parámetros económicos.

Estas proyecciones de demanda, indican el consumo de energía eléctrica en Panamá, se podría presentar tasas de crecimiento por el orden de 3.6 – 4.5 % promedio anual, para los próximos 10 años de proyección, estos valores son estimados bajo la asunción de una situación socioeconómica moderada. Tabla N°1. Evolución de Demanda a 2026 Demanda Máxima Consumo Eléctrico Año (MW) (GWh) 2015

1 612.00

9 871.9

2016

1 618.00

10 780.6

2017

1 682.70

11 198.1

2018

1 742.90

11 762.0

2019

1 814.75

12 425.2

2020

1 894.50

13 069.4

2021

1 972.70

13 719.7

2022

2 051.30

14 421.5

2023

2 133.90

15 201.8

Journal of Undergraduate Research 2016; Vol. (1):

2024

2 222.75

15 991.5

2025

2 312.00

16 782.8

2026

2 401.80

17 657.6

La empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA) proyecta que hasta el año 2030 el crecimiento anual de la demanda de energía eléctrica del país en GWh aumentará en un 5 o 6%, tomando como referencia la demanda total de 2015. Todos los escenarios analizados toman en cuenta la incorporación de mayor eficiencia de los equipos que tiene una tendencia natural por los avances tecnológicos. La distribución sectorial del consumo de la energía disponible en el sistema eléctrico nacional refleja interesantes resultados. Los sectores de mayor demanda de energía eléctrica, seguirán siendo el sector comercial y el residencial, seguidos en orden por el segmento de las pérdidas e energía eléctrica, el sector oficial, el sector industrial.

Figura N°1.3. Proyección de del consumo eléctrico por sectores. Periodo 2015-2050. Referencia: Secretaria de Energía Nacional.

Curva de Carga Diaria en 2026 Gran parte del consumo de energía de Panamá corresponde a la energía eléctrica, la cual es utilizada en todos los sectores económicos.

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Para presentar una curva de carga diaria a futuro nos basamos en la máxima demanda diaria, anteriormente proyectada; y junto a esto observamos el comportamiento actual de dicha curva. Todo esto nos sirvió para definir a largo plazo, la demanda hora a hora, de un día dentro de los próximos 10 años.

2. Requisitos de Parque Generador La capacidad instalada del Sistema Eléctrico Nacional se ha incrementado gradualmente en los últimos 15 años, gracias a iniciativas públicas y privadas para el desarrollo de nuevas plantas de generación. La capacidad instalada del Parque Generador de Panamá en lo que va del primer semestre del 2016 es de 2 967.15 MW. El sistema presenta una instalación de 1 608.13 MW que corresponden a centrales hidroeléctricas, 1 053.2 MW a centrales termoeléctricas y 280.0 MW del parque eólico y 25.1 MW de solar. Las cifras mencionadas, no consideran las plantas de la Autoridad del Canal de Panamá (ACP), pequeñas centrales y los sistemas aislados.

Figura N°2.1. Composición actual del Parque Generador. Referencia: Estadísticas de Capacidad Instalada del CND.

Con el propósito de cumplir con el Parque Generador Panameño se debe describir un cierto marco de desarrollo sostenible y lo que se desea es mantener una matriz energética limpia. Las políticas energéticas implementadas durante los últimos años, tienen como objetivo principal diversificar en el corto y mediano plazo la matriz energética vigente, de modo que el país esté debidamente preparado ante cambios que puedan ocurrir en el plano internacional (alza de los combustibles fósiles) o cambios en el ámbito nacional (sequias muy prolongadas). Al diversificar la matriz energética se busca lograr garantizar el suministro de electricidad en el país, sin tener que forzar a tomar medidas de ahorro para evitar apagones, como sucedió en años anteriores.

Figura N°1.4. Curva de Carga Diaria proyectada a 2026.

Frente a estos aspectos, se ha planteado desde algunos sectores que las fuentes renovables pueden considerarse como la solución al abastecimiento energético. Pero es necesario

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Plan de Expansión del Parque Generador de Panamá

medir el impacto de estas nuevas fuentes renovables y valorar los costos que implica la utilización de cada una de estas en el sistema.

una potencia cercana a los 2,389.1 MW de un total de 95 proyectos identificados. El mayor potencial hidroeléctrico está localizado en la provincia de Bocas del Toro.

Actualmente contamos con una cantidad de 64.48% de capacidad en energía renovables, la cual incluye centrales hidroeléctricas, eólicas y solares. En cuanto a la potencia firme, el parque actual ofrece al sistema 1852.68 MW de firmeza.

Para el Plan de Expansión del Sistema de Generación, se deben considerar los proyectos hidroeléctricos más factibles que permitan disminuir el impacto de los precios de los derivados del petróleo a nivel mundial y promuevan el desarrollo racional y sustentable de los recursos naturales del país.

Es por esto, que ya pronosticada la demanda en el año 2026, podemos reacomodar la formación de nuestro parque generador con el objetivo de resguardar de su total un 75% de energía renovable. Además hay que tener en cuenta que la potencia firme de nuestra propuesta debe cubrir la demanda máxima diaria más un 15% de reserva. Esta potencia vendría siendo igual a 2762.1 MW, por lo cual habría que expandir el parque actual en 910 MW.

3. Selección de Tecnología Potencial Hidroeléctrico de Panamá Es evidente que es la tecnología más utilizada en la actualidad. El conocimiento sobre el potencial hidroeléctrico ha avanzado sustancialmente gracias a la red hidrométrica y meteorológica que cubren aproximadamente el 100% de la superficie del país. Existe un importante inventario de recursos hidroeléctricos que, explotados de manera adecuada, permitiría al país reducir en parte la dependencia de energéticos del exterior, con el consecuente ahorro de divisas y lograr un mayor grado de autoabastecimiento energético. La última reevaluación realizada por ETESA, indica el potencial resultante de los mejores esquemas de aprovechamientos en las cuencas principales de los ríos Changuinola, Tabasará, Santa María, Chiriquí Viejo, San Pablo y otros ríos de menor envergadura.

Figura N°2.2. Mapa Hidrológico de Panamá Referencia: Hidrometeorología de ETESA.

El potencial hidroeléctrico teórico inventariado indica que la energía que estaría disponible se estima en 11,879.0 GWh/Año; asumiendo una utilización continua equivaldría a

Posibles lugares para la implementación de Proyectos Hidroeléctricos. Cuenca de los Ríos Teribe-Changuinola El potencial teórico de la cuenca, sin considerar las restricciones de carácter ambiental, comercial o técnicos está estimado en 1,864 MW. La cuenca posee un área de 3,202 km2, con un volumen promedio aprovechable de agua de 170 millones de metros cúbicos y un Aspectos caudal máximo de 180 m3/s, que se mantiene Técnicos relativamente constante. Los proyectos con mayor potencial se localizan en la cuenca inferior y media alta del Rio Changuinola, ya que es una zona bastante accesible, tiene buenos sitios para presas, con alturas de entre 85 y 100 metros. Los proyectos en esta cuenca son los de mayor interés para los inversionistas privados debido a sus ventajas económicas: plazos cortos de Aspectos construcción de aproximados en 4 años, magEconómicos nitud moderada de la inversión (cerca 5,950$/kW), riesgos técnicos y comerciales aceptables e impactos ambientales mínimos. Cuenca del Río Santa María Se estima que el potencial total teórico de generación de la cuenca es de 1,510 GWh para un año hidrológico promedio, el cual corresponde a 345 MW a un factor de planta del 50%. Se han identificado 62 sitios como parte del proceso para evaluar el potencial de Aspectos la cuenca. Con un volumen promedio aproTécnicos vechable de aproximadamente 100 millones de metros cúbicos y caudales que oscilan entre los 150 y 85 m3/s, cuanta con lugares óptimos para establecer embalses en su cuenca media alta y alta, con saltos nominales de entre 45 y 110 m de altura. Los costos de inversión de una central de embalse rondan los 5,000$/kW, mientras que para una central de pasada serían de Aspectos 3,700$/kW. Además se estiman periodos más Económicos cortos de construcción de aproximadamente 3 años, por lo cual el tiempo de recuperación de inversión es menor a los 6 años.

Journal of Undergraduate Research 2016; Vol. (1):

Cuenca del Río Chiriquí Viejo Con un área total de 1,376 km2, se ubica en la vertiente del Pacífico panameño. La cuenca media y alta posee características aptas para el desarrollo de actividades energéticas, las cuaAspectos les han explotado el recurso hídrico sin una Técnicos gestión ambiental apropiada generando un deterioro progresivo de la cuenca. Cifras confirman que 9,861 hm3 son utilizados para la generación hídrica. Es una de las cuencas con mayor número de Aspectos concesiones de proyectos, provocando impacEconómicos tos económicos y ambientales severos.

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La conexión del proyecto hidroeléctrico Changuinola, requerirá el seccionamiento de la línea de Transmisión Changuinola – Guasquita de ETESA, de 230 kV para la conexión de la planta al Sistema Interconectado Nacional y así entregar la energía producida. Su longitud dentro del área de concesión será de aproximadamente 15 km y construida con estructuras, que variarán de tamaño y cantidad conforme la topografía del terreno a lo largo del trazado.

Referencia: Estudios de suministro Futuro de Electricidad de la Comisión de Política Energética

Proyectos Propuestos Central Hidroeléctrica de Embalse - Rio Changuinola El desarrollo de un proyecto hidroeléctrico, aprovechando las características únicas de pluviosidad y vocación de uso de la cuenca del Río Changuinola, sirve de apoyo a la política energética del Estado Panameño para promover la diversificación de la matriz energética a través del desarrollo de fuentes de energía renovable. Aspectos Técnicos: La presa estará ubicado en un tramo rectilíneo del río Changuinola con aproximadamente 600 m de extensión, donde el potencial aprovechable es de 200 MW con una caída de 170m. Consistirá en una estructura de concreto compactado del tipo Arco-Gravedad debido a la forma de estas resisten el empuje del agua y transfieren la presión hacia las laderas circundantes, con una longitud de coronamiento de 470 m y una cota de cresta a 330 msnm. El cuarto de máquinas estará a pie de presa en el margen izquierdo del rio. Contará con 2 turbinas tipo Francis. Se formará un embalse completo de aproximadamente 17.8 km2 en su nivel de agua máximo normal, con un volumen de 994 millones de m3, que podrá proveer un caudal aproximado de 140 m3/s

Figura N°2.4. Interconexión del proyecto al SIN.

Aspectos Sociales: El proyecto se ubica lejos de zonas densamente pobladas y ejerce influencia directa sobre dos corregimientos del distrito de Changuinola, en la provincia de Bocas del Toro. Estas localidades (3 en Valle del Riscó y 2 en Nance del Riscó) se establecen a lo largo de la ruta del proyecto. La mayoría de las comunidades han sido establecidas en áreas de difícil acceso e integradas en un 98% por población de la etnia Ngäbe Buglé. Además se localiza dentro del área protegida Bosque Protector de Palo Seco. Específicamente en las localidades del área de influencia del proyecto, entre el 16.7% y el 44.4% de sus habitantes son analfabetas y el grado de escolaridad más alto aprobado está 3° de primaria, lo cual está muy lejos de la media nacional. Aspectos Ambientales Los impactos han sido agrupados según el elemento ambiental a ser afectado; es decir, impactos a los elementos físicos (clima, aire, ruido, vibración, suelos y aguas), biológicos (vegetación, fauna y ecosistema acuático). El tipo de terreno en el que se encontrará el proyecto es de tipo, según la clasificación de suelos en base a su capacidad de uso y aptitud, clases III, IV, VI y VII no son aptos para los cultivos y con una gran cobertura vegetal permanente, bosques y vida silvestre. Las obras y línea de transmisión requieren dela limpieza del terreno y eliminación de la capa vegetal utilizando maquinaria pesada.

Figura N°2.3. Embalse de nuestro proyecto

Plan de Expansión del Parque Generador de Panamá

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Desde el punto de vista topográfico, el entorno del proyecto se distribuye dentro de las Regiones Aluviales y Regiones de Cerros Bajos y Colinas. Aspectos Legales. La constitución vigente de la República de Panamá y la Ley 41 del 1 de junio de 1998, General del Ambiente, establecen que la administración del Ambiente, es una obligación del Estados y por tanto es necesaria su protección, conservación y recuperación. Además en la ley N°6 del 3 de febrero de 1997, se dictamina el marco regulatorio para la prestación del servicio público de electricidad. Las instituciones involucradas tanto en el proceso constructivo y operativo son la Secretaría Nacional de Energía, quien otorga el permiso para construcción y operación del proyecto. El Ministerio de Obras Públicas, se encarga en la aprobación de los planos. La Autoridad Nacional del Ambiente, aprueba los estudios de impacto ambiental, en este caso categoría III, la viabilidad ambiental, permisos relacionados con la vida silvestre, uso de los recursos hídricos, indemnización ecológica, eliminación y tala de vegetación, rescate y reubicación de faunas. Factibilidad de la Ubicación Geográfica El mayor potencial hidroeléctrico está localizado en la provincia de Bocas de Toro donde se han identificado sitios con un total de capacidad instalable de 1079.0 MW. Para nuestro proyecto analizamos los estudios realizados por ETESA en el rio Changuinola, y decidimos escoger e instalar nuestra Central de Embalse en este lugar y de esta manera aprovechar las aguas del rio para cumplir con la demanda del país. Costos de Inversión/ Costos Operación Hidroeléctrica de Embalse Costos de 5,000.00 Capacidad Inversión $/kW Instalada Costo Costos de 12.50 $/kW O&M Inicial

200 MW $1 049.00 millones

Tabla N°2. Distribución de los costos de inversión inicial. Distribución de Costos de Inversión Porcentaje de Aspectos Valor Monetario Contribución Terreno $ 705,718.48 0,067% Reservorio $ 380,117.79 0.036% Obra Civil e Infraestructura Eléctrica Gestión y Administración Seguros e Impuestos Total

$ 941,693,163.72

89.77 %

$ 52,800,000.00

5.03%

$ 50,000,000.00

4.76%

$1,049,000,000.00

100%

Tabla N°3. Distribución de los costos de explotación. Distribución de los Costos de Explotación. Planilla (Adminis-

$ 900,000.00

1.3%

$ 50,143,932.00

74.0%

Impuestos

$ 16,764,606.00

24.7%

Total

$ 67,808,538.00

100.0%

tración) Operación y Mantenimiento

Potencia Firme y Tiempo de Arranque Hemos decidido construir nuestro proyecto con una capacidad instalada de 200 MW, de los cuales se entregarán a la red de transmisión de 180 MW y tendrá 20 MW de reserva. Por otro lado, tendrá un tiempo de arranque menor a 10 minutos, siendo gran ventaja en caso de seguir carga. Tiempo de Construcción y Vida Útil La construcción de nuestro proyecto tomaría un tiempo de alrededor de 5 años, de los cuales uno de estos solo sería licitaciones. Este tipo de centrales tienen una vida útil muy variable que puede ser de 30, 60,45 y 150 años. Esto dependerá del tipo de represa y construcción, tamaño y de otras variables ambientales como la sedimentación y erosión que pueden reducir hasta más de la mitad su vida útil. En nuestro caso, al culminar todo su periodo de construcción esta llegaría a tener una vida útil aproximadamente de 50 a 75 años. Dimensión de la Línea de Transmisión. La extensión con la que constará nuestra línea de transmisión será aproximadamente de 15 Km , siguiendo la trayectoria más conveniente desde el punto de vista del diseño; tomamos en cuenta los diferentes inconvenientes que se puedan presentar a la hora de instalar las torres de transmisión donde irán colocados los cables conductores y es por eso que decidimos trazar el camino que pensamos que es el más conveniente tratando de esquivar obstáculos como relieves abruptos, zonas boscosas o lugares poblados. Central Hidroeléctrica de Embalse – Río Santa María

Figura N°2.5. Embalse de proyecto en la cuenca del Río Santa María

Journal of Undergraduate Research 2016; Vol. (1):

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A A continuación, mencionaremos las características más sobresalientes de la hidroeléctrica de Embalse, proyectada en el Rio Santa María. Características Técnicas de Hidroeléctricas Cuenca Hidrográfica Río Santa María Rio Río Gatú (afluente del Santa María) Tipo de Presa Presa en Arco Potencia 180 MW Potencia Firme 175 MW Cota de Cresta 303 msnm Cota de Vertedero 220 msnm Salto Neto 80 m Área de Embalse 15.6 km2 Volumen de Embalse 500 hm3 Caudal de Diseño 225 m3/s Tipos de Turbina 3 Turbinas Francis Tiempo de Arranque De 3 a 8 minutos Costos de Inversión 4,750.0 $/kW Costos de O&M 10.8 $/kW Tiempo de Construcción 3 - 4 años Vida útil 30 - 50 años Línea de Transmisión y 42 km de Doble circuito/115 Subestación de Interco- kV. Conectado a Subestación nexión al SIN Llano Sánchez A

Las Cruces

14.4

3.17

30

3019.66

San Andrés

10.3

2.54

40

4466.02

Barro Blanco

28.49

11.57

25

3922.16

Baitún G3

0.58

0.58

25

2000

Bajo de Mina G3

1.73

1.73

25

2000

Los Planetas 2

8.88

3.35

56

3716.22

La Huaca

11.62

0.17

64

3614.46

Bugaba 2

5.86

1.36

160

4503.14

Pando

32.9

25.13

23.35

2992.31

Bajo de Totumas

5.0

1.95

80

3288.89

El Sindigo

17.3

1.28

31.25

2022.65

San Bartolo

15.25

5.64

30

3500

Cuesta de Piedra

4.78

0.83

80

5862.65

Cotito

5.0

4

55.25

2761.92

La Herradura

5.2

1.03

160

3532.79

Los Trancos

0.8

0.26

175

5000

Tizingal

4.5

2.55

80

3500

Chuspa

8.8

2.12

75

3068.18

Asturias

4.1

1.23

80

3288.89

Río Piedra

9.0

2.7

55

3288.89

San Andrés II

9.9

2.43

75

3949.49

Caldera

6.1

1.83

75

2390.75

Burica

63.1

22.31

25

3169.57

Ojo de Agua

6.45

1.94

75

3288.89

Colorado

6.74

1.94

55.25

1338.82

Santa Maria

28.35

8.51

25

3700

Guayabito

0.9

0.36

156

4444.44

Potrerillos

4.17

1.25

80

3115.26

Lalin III

20.0

1.07

41.21

5250

Caña Blanca

7.8

7.4

125

3839.5 3116.51

Los Estrechos

Figura N°2.6. Línea de Transmisión del proyecto hidroeléctrico en el Río Gatú, afluente del Río Santa María.

Hidroeléctricas de Pasada

2.85

55

13.79

4.14

40

3040.8

Tabasará II

34.5

11.9

25

3677.07

Cerro Viejo

4.0

1.2

80

3500

Cerro La Mina

6.1

1.83

75

3594.77

El Remance

8.0

2.4

55

3500

Lalin II

40.0

4.27

39.71

4750

Lalin I

20.0

4.48

41.21

3850

Barriles

1.0

0.13

70

3196.66

La Palma

3.0

0.24

80

3288.89

Cañazas

5.94

0.68

75

3288.89

El Recodo

10.0

3.0

120

3800

Santa María

26.0

12.54

25

3700

La Cuchilla

7.62

1.03

31.25

3018.37

627.15

213.34

Total

Tabla N°4: Hidroeléctricas de Pasada en Proyecto Nombre

9.5

La Laguna

Cap. Inst MW

Pot. Firme MW

Costo O&M $/KW-Año

Costo Const. $/KW

Bonyic

31.8

22.22

25

4351.17

La Potra G4 (Bajo Frio)

2.1

2.1

30

2249.67

La Potra (Bajo Frio)

27.9

8.05

30

2249.67

Salsipuedes

27.9

8.05

30

2249.67

Aspectos Técnicos A fin de describir brevemente una central de pasada, se puede señalar que el proyecto implica la construcción de una presa (5-8 metros) en el lecho del río de hormigón convencional. Luego del desvió, se hace pasar las aguas por un filtro o sedimentador seguido por un canal de conducción (aproximadamente de 3 a 5 km y cuya pendiente es de 1 metro de caída por cada 1000 metro de longitud) hasta concluir en una

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Plan de Expansión del Parque Generador de Panamá

cámara de carga. Luego, el flujo será guiado a través de una tubería forzada hasta la casa de máquinas, y así a las turbinas. En tanto, la tubería alta presión o tubería forzada para una central de pasada tiene un diámetro de aproximadamente 2.00 metros. Las turbinas típicas utilizadas en este tipo de centrales son las Francis. Desde ahí el agua se restituirá inmediatamente al cauce del río para que siga su curso natural. El tramo total del río entre el sitio de presa hasta el sitio de descarga es aproximadamente de 4 a 6 km. Aspectos Sociales Un proyecto desde el punto de vista social, no debe ser localizadas en desplazamiento físico de grandes cantidades de personas especialmente si son poblaciones indígenas u otras poblaciones rurales vulnerables. Además, no debe estar en riesgo o pérdida de propiedad cultural importante o irremplazable en la región. Se debe tomar en cuenta si las tierras tienen actividades de agricultura o de recursos minerales extensos y de alto valor. Y evaluar la intensificación de conflictos sobre el abastecimiento escaso de agua en aquellos casos en que la producción hidroeléctrica afecta a otros usos del agua. Durante la fase construcción, el proyecto brindará unos amplios números de puestos vacantes para trabajadores. Se produce un desarrollo de la zona donde se ha realizado la construcción de la infraestructura, se ha señalado que las carreteras, la misma electricidad, los servicios sociales provocan que exista una mejor conexión entre los habitantes de la localidad.

Si el terreno inundado tiene muchos árboles y no se lo limpia adecuadamente antes de inundarlo, la descomposición de esta vegetación agotará los niveles de oxígeno en el agua. Esto afectará la vida acuática, y puede causar grandes pérdidas de pescado. Los productos de la descomposición anaeróbica incluyen el sulfuro de hidrógeno, que es nocivo para los organismos acuáticos y corroe las turbinas de la represa, y el metano, que es un gas explosivo y de invernadero. El clima es importante ya que la hidroeléctricas de filo depende primordialmente del agua de los ríos que provienen de las lluvias y este a su vez depende de la época del año y este afecta de gran manera la generación eléctrica de una hidroeléctrica de filo. El uso del terreno de la cuenca alta afecta la calidad y cantidad del agua que ingresa al río. Por eso, es esencial que los proyectos de las represas sean planificados y manejados considerando el contexto global de la cuenca del río y el tipo de clima en el lugar donde se colocan.

Terreno Afectado Típicamente el tramo afectado, desde donde se ubica la presa hacia aguas arriba varía según la pendiente del rio, pero se procura que sea menor de 2.5 kilómetros a un ancho promedio de 30.0 metros. En este sentido, el espacio afectado máximo es aproximadamente de 75 000 m2 en torno al tramo del río desde el sitio de presa hacia aguas arriba. De las clases de suelo que cumplen para la construcción de una central de pasada son los de clase VIII. Este tipo de suelo no es arable dada sus condiciones de relieve y calidad. Caudal.

En algunos casos, la relocalización de población, es una problemática social e implicaría una indemnización por los daños ocasionados, además de la posibilidad de adquirir un nuevo territorio para los afectados. Aspectos Ambientales Los proyectos hidroeléctricos, en particular, tienden a crear cambios importantes en los modelos de flujo del río, aguas abajo, porque se controla la descarga del agua según los ciclos de demanda energética, y no los ciclos hidrológicos. la calidad del agua se deteriora, y las tasas de sedimentación del reservorio aumentan, debido al desbroce del bosque para agricultura, la presión sobre los pastos, el uso de químicos agrícolas, y la tala de los árboles para madera o leña. Los cambios en el caudal del río, la degradación de la calidad del agua y las barreras que impiden la migración de los peces afecta en gran manera a los peces. Sin embargo, se crean recursos de pesca en el reservorio, que, a veces, resultan más productivos que los que hubieron, anteriormente, en el río. En los ríos que tienen esteros que son, biológicamente productivos, los peces y moluscos sufren debido a los cambios en el flujo y la calidad del agua.

Para efecto de la determinación del comportamiento de los caudales en un proyecto hidroeléctrico de pasada, se debe desarrollar un estudio hidrológico. En dicho estudio se analizan temas referentes a la influencia de factores tales como: la precipitación, temperatura, viento, entre otros en torno al caudal a estimarse. Para una central de pasada, los caudales de diseño son pequeños, debía a la naturaleza de los mismos, y normalmente están en el orden de entre los 12 y 30 m/s. Vida Útil y Tiempo de Construcción El tiempo de construcción inicia en cuento se obtiene el permiso de construcción y dura aproximadamente 2 años para una central de pasada. Luego de esto, y una vez obtenida el permiso de operación, la planta puede tener una vida útil de aproximadamente 50 años si no hay solicitud de prórroga en el contrato para generar electricidad. Aspectos Legales Las leyes y decretos que rigen los aspectos más relevantes a la hora del establecimiento de una central de pasada son:

Journal of Undergraduate Research 2016; Vol. (1):

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Ley 24 de 7 de junio del año 1995: Por la cual se establece la Legislación de Vida Silvestre en la República de Panamá y se dictan otras disposiciones. Ley 44 de 5 de agosto del año 2002: Que establece el Régimen Administrativo Especial para el manejo, protección y conservación de las cuencas hidrográficas de la República de Panamá. Decreto-Ley 35 de 22 de septiembre del año 1966: Por la cual se reglamenta el uso de agua. Resolución No. AG-0691-2012 del 6 de diciembre del año 2012: Por la cual se establece el Caudal Ecológico o Ambiental, para los usuarios de los Recursos Hídricos del País, y se dictan otras disposiciones. Resolución No. AG-842-2007 del 7 de marzo del año 2007: Que establece los contenidos mínimos de los Estudios Hidrológicos para las Hidroeléctricas y se dictan otras disposiciones. Ley No. 6 de 3 de febrero de 1997 y otras: Que dicta el Marco Regulatorio e Institucional para la Prestación del Servicio Público de Electricidad.

Costos de Inversión Aspectos

Porcentaje

Obras Civiles

37.0 %

Desarenador y Filtro

13.1 %

Canal de Conducción y

11.8 %

Cámara de Carga Tubería Forzada

2.0 %

Casa Maquinas

5.9 %

Canal de Descarga

1.0 %

Accesos Vehiculares

3.3 %

Obras Electromecánicas

37.9 %

Equipos Electromecánicos

22.9 %

Línea de Transmisión

11.1 %

Subestación y Patio de Potencia

3.9 %

Administración

25.1 %

Costos Ambientales y Tierras

5.2 %

Administración e Impuestos

7.2 %

Financiamiento

13.1 %

Potencial Térmico En los últimos años la demanda de energía en Panamá ha crecido entre un 6 y un 7%, de los cuales gran parte es generado por centrales térmicas. En enero 2015 la Empresa de Transmisión Eléctrica SA (ETESA) publicó una solicitud de propuestas para el suministro de 350 megavatios (MW) de electricidad a largo plazo (10 años) de las centrales térmicas.

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Nuestro país cuenta con turba utilizable para combustible en alrededor de 118.0 millones de toneladas métricas (con un contenido de humedad de 35%). Esta cantidad de turba es considerable, comparada con niveles mundiales. Es suficiente para abastecer de combustible a una planta de energía de 30 MW por un período de más de 30 años. Posibles lugares para la implementación de Termoeléctricas Cuatro emplazamientos fueron evaluados antes de seleccionar el terreno en La Chorrera. Se realizó un estudio de las zonas de interés, buscando que se cumplieran los siguientes requisitos: • Rápida adquisición del terreno con una superficie total de 7,3 Ha, para evitar retrasos en el programa de construcción y operación. • Ubicación del predio cerca de la subestación de ETESA para evitar larga distancia de interconexión con las líneas de transmisión, minimizar impactos ambientales asociado con corredores largos, y la rapidez de construcción de la línea de interconexión. • Cumplimiento con las Guías del Banco Mundial de 1998 de emisiones y calidad de aire para termoeléctricas operando como es requerido por la ANAM y ETESA. • Estar ubicada en su predio donde a las actividades del proyecto causa el menor daño posible a la flora y la fauna del terreno. • Selección de motores de combustión interna usando combustible gas natural que es la alternativa de costos más económicos respecto a su vida útil con las de ciclo combinado. Distrito de Arraján en la terminal de Alireza-Mobil Aspectos La ubicación de esta termoeléctrica está en Técnicos la provincia Oeste del país, se caracteriza por instalarse una potencia de 150 MW, está conformada por un ciclo combinado, utilizando un combustible diésel. El terreno de esa zona hay suelos no arables con muchas limitaciones, que solo sirven para pastoreo y cultivo, aunque hay bosques y tierras de reserva. Aspectos El valor de inversión es aproximadamente Económicos de $161 millones. Actualmente en esta zona ya se encuentran instalada otras termoeléctricas que funcionan con una alta eficiencia y cumplen con los requisitos necesarios darle firmeza al sistema energético. Río Congo, La Chorrera, en la Provincia de Panamá Aspectos téc- Las instalaciones serán ubicadas en el ponicos blado de rio Congo, la potencia planeada para esta termoeléctrica es de 400 MW, a través de motores de combustión interna

Plan de Expansión del Parque Generador de Panamá

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con un combustible de etanol y bunker C. El tipo de suelo es Tipo VII que son suelos no arables con limitaciones severas, con cualidades para pastos, bosques y tierra para reserva. El área del lote es de 150,000.00 m2. Aspectos El valor de inversión de la planta es de $210 Económicos millones. Se encuentra cerca de una sub estación de ETESA. Referente a la vida útil de esta planta se considera alta por lo que beneficia sus inversionistas. Ciudad de Panamá, cerca de la planta COPESA

Aspectos Técnicos

La ubicación de esta termoeléctrica está en la provincia Panamá, se caracteriza por instalarse una potencia de 44 MW, está conformada por una turbina a gas, utilizando un combustible diésel liviano. Esta clase es apta para la actividad ganadera, también se permite la actividad del manejo del bosque natural cuando hay. Las tierras de esta clase presentan limitaciones y riesgo de erosión de modo tal que los cultivos anuales o permanentes no son aptos en ésta.

El valor de inversión es aproximadamente de $16 millones. Actualmente en esta zona ya se encuentra instalada la turbina a gas de Aspectos COPESA termoeléctrica que funcionan Económicos con una alta eficiencia y cumplen con los requisitos necesarios darle firmeza al sistema energético. La Chorrera, en el corregimiento de Playa Leona. En La Chorrera, en el corregimiento de Playa Leona. La extensión de este terreno sería de unos 170 000 m. Esta constara con Aspectos una capacidad instalada de 200 MW. Técnicos Esta central utilizara como combustible fósil Bunker c. El tipo de terreno es del tipo II, el cual es roca muy fracturada, suelos granulares densos o cohesivos duros. El valor de inversión es aproximadamente de $240 millones. Esta línea de transmisión Aspectos contará con una dimensión de aproximadaEconómicos mente 9.74 km la cual rodeará a la ciudad de La Chorrera y se conectaría a la Estación de La Chorrera,

Lugar Elegido para el proyecto El terreno de la central se localiza en el área rural del poblado de Río Congo, Distrito de la Chorrera, en la Provincia de Panamá, a una distancia aproximada de 37 kilómetros al sudoeste de la ciudad de Panamá. El área presenta un relieve ondulado de colinas con cotas topográficas entre 40 y 50 metros sobre el nivel del mar. La planta se ubica en un lote de 150,000.00 m2, situado a unos

100 metros de una subestación de 230 kV propiedad de ETESA. La planta interconectará con ésta subestación, que se conecta al circuito doble principal de 230 kV, componente este-oeste del sistema ETESA y se conecta con la ciudad de Panamá. El uso del suelo, tanto la central como la subestación eléctrica de ETESA, está catalogado como industrial. En el entorno próximo a la central se encuentra: • Al norte: A unos 600 m al nordeste de la planta se encuentra una zona forestal y ganadera. • Al este: se encuentra la subestación eléctrica de ETESA. • Al oeste: zona forestal y ganadera. Junto a la valla de la central discurre la carretera en dirección La Chorrera - El Arado. • Al sur: A una distancia entre 300 y 500 m en dirección sur de la central, se encuentran una serie de viviendas

agrícolas habitadas. Es de destacar que aproximadamente a 1 km dirección sudeste se encuentra la Loma de Mastranto, zona de nueva urbanización, en expansión, donde además se ubica un área universitaria. Figura N°2.7. Polígono de ubicación de la Central Térmica de la Chorrera

Aspectos Técnicos Las instalaciones serán ubicadas en el poblado de rio Congo, la potencia planeada para esta termoeléctrica es de 400 MW, a través de motores de combustión interna con un combustible de etanol y bunker C. El tipo de suelo es Tipo VII que son suelos no arables con limitaciones severas, con cualidades para pastos, bosques y tierra para reserva. El área del lote es de 150,000.00 m2 Aspectos socioeconómicos Si bien se contempla que el área de influencia del proyecto corresponde a una superficie de 343,1 Km2 y con una población de 93957 habitantes. Esta área de influencia incluye el corregimiento Juan Demóstenes Arosemena que pertenece al Distrito de Arraiján, así como el Barrio Balboa, Barrio Colón, el Arado, El Coco, Guadalupe, Herrera, Playa Leona y Puerto Caimito. En el área de influencia del proyecto el comercio es la actividad predominante de la población urbana mientras que

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la agricultura es la actividad de la mayoría del resto de la población.

Aspectos ambientales En función de los pocos metros sobre el nivel del mar en que se emplaza la región en estudio, ésta presenta temperaturas relativamente altas durante todo el año con un promedio por encima de los 25°C. El comportamiento de la precipitación es claramente estacional puede presentar precipitaciones durante el año, originando 5 a 6 meses secos. Se considera que en el área del proyecto se presenta vientos de leves a moderada intensidad, que aumentan en época seca en función del comportamiento estacional. El área del emplazamiento al estar cubierto con poca vegetación, recibe permanentemente el impacto directo del viento. En las proximidades de la planta no existen otros focos de emisiones de gases al aire por lo que en el EIA se considera que la calidad del aire es buena antes del inicio de la construcción de la planta. El suelo de la planta estaba recalificado inicialmente como de uso industrial liviano. En cuanto a los alrededores de la planta la calificación es de residencial rural. El uso del suelo existente alrededor de la central, a excepción del de la subestación de ETESA que es industrial, es predominantemente agrícola y residencial. No existen áreas protegidas de interés natural en la zona próxima de la central. El subsuelo donde se asienta la planta está formado por un suelo compuesto por la intercalación de capas de limo-arcilloso y capas areno-limosas de coloración rojiza con presencia de cenizas y bombas de origen ígneo extrusivo (volcánico), cuya roca madre son andesitas o basaltos. Este tipo de materiales presenta una permeabilidad bajo a media que limita la infiltración y dispersión de contaminantes líquidos. El Distrito de la Chorrera está drenado por un número considerable de ríos y torrentes; el más importante es el río Caimito. Otros ríos importantes del área son el Caño Quebrado, Zaino y río Pescado los cuales desembocan en el lago Gatún. El emplazamiento de la central está drenado por un pequeño torrente de 1,5 m de ancho que desemboca al sudeste, en el río Caimito, a unos 500 m de la central. Aspectos Legales El marco legal de referencia son las normas, leyes, reglamentos, resoluciones, de Panamá, específicamente la Ley Nº 41 General del Ambiente. Que establece que las actividades, obras o proyectos requerirán de un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) previo al inicio de su ejecución, de acuerdo con la reglamentación de la presente ley. La vida silvestre, como conjunto de especies de flora y

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fauna del medio natural, según el Art. 3 de la Ley Nº 24 del 1995, es patrimonio natural del país y de dominio público, determinando su defensa, conforme a los Arts.1 y 40 de la meritada ley. Igualmente, respecto de la vida silvestre acatadamente en terreno particular, como pueda ser el de la planta, se exige un respeto de la vida silvestre y su manejo en este tipo de terreno se sujeta también a la meritada ley. La misma también establece sanciones de tipo penal de 100 a 5000 balboas. Factibilidad del Proyecto El lugar escogido para la construcción de nuestra Termoeléctrica, considerando la ubicación más factible tomando en cuenta la ubicación del predio cerca de la subestación de ETESA, cumplimiento con las Guías del Banco Mundial de 1998 de emisiones, Causa el menor daño posible a la flora y la fauna del terreno, el tipo de terreno y también cercanías a la población y así evitar algún inconveniente con esta. La planta se desarrolla sobre un área estimada de 150,000.00 m2 y estará situada, situado a unos 1.4 km de una subestación de 230 kV propiedad de ETESA. Esto permite que el proyecto cuente con una capacidad neta instalada de aproximadamente 400 MW y está diseñado para permitir una potencia de 350MW con una reserva de 50 MW de capacidad para el acuerdo de compra de energía y será la más alta eficiencia, alta confiabilidad y facilidad de respuesta más rápido dentro del sistema panameño ya que el uso de gas etanol como combustible resultará en menores emisiones en comparación con las centrales termoeléctricas que utilizan búnker o carbón. Se plantea la generación por medio de motores, en un ciclo combinado utilizando el Etanol como combustible principal (95%) y el porcentaje restante (5%) bunker. La construcción de nuestra termoeléctrica tomaría un tiempo de alrededor de 1 año, tomando en cuenta todo los tramites a realizar. El tipo de suelo es de Clase Tipo VII, son suelos no arables con limitaciones severas, con cualidades para pastos, bosques y tierra para reserva. Al culminar todo su periodo de construcción esta llegaría a tener una vida útil 50 años aproximadamente, algo que nos cubriría gran parte de la demanda en ese entonces ya que según estudios realizados. Costos de Inversión/ Costos Operación Hidroeléctrica de Embalse Costos de Capacidad $1100 /kW Inversión Instalada $14.08 / kW Costo Costos de O&M Inicial

400 MW $ 400 millones

Tabla N°5. Distribución de los costos de inversión inicial. Distribución de Costos de Inversión Porcentaje de Aspectos Valor Monetario Contribución

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Terreno Obra Civil e Infraestructura Eléctrica Gestión y Administración Seguros e Impuestos Total

20,000,000.00

5%

220,000,000.00

55%

120,000,000.00

30%

40,000,000.00

10%

400,000,000.00

100%

con el fin de fomentar la inclusión de más centrales de energías renovables limpias, diversificando la matriz energética y aprovechando las características propias de la región de Toabré como lo son por la presencia de vientos constantes que hacen viable su explotación, por las políticas Energética fomenta el Estado Panameño, y por la existencia de un sector industrial Panameño muy innovador y competitivo, cuya ac-

Distribución de los Costos de Explotación. Planilla (Adminis-

18,284.00

65.3%

6,916.00

25%

Impuestos

2,800.00

10%

Total

28,000.00

100%

tración) Operación y Mantenimiento

tividad tiene un carácter global.

Tabla N°6. Distribución de los costos de explotación.

Figura N°2.8. Mapa Eólico de Panamá

Características técnicas (tiempos de arranque, parada, potencia firme, taza de salida forzada, costos de combustibles) El tiempo de arranque de un motor de combustión interna se encuentra dentro de 3 minutos y el de parada se encuentra esta entre los, la potencia firme de la central es de 350 MW y la taza de salida forzada es de 2 a 3 semanas. El costo del combustible como en este caso es etanol el que se va usar

Posibles Lugares para implementar nuestro proyecto Parque Eólico Antón, Coclé El parque generador constará de una potencia instalada de 105 MW. La potencia firme Aspectos de este tipo de tecnologías es nula. El terreno Técnico de es tipo II. Una cantidad de 35 aerogeneradores, la potencia nominal es de 2.5 MW. Por las características de los aerogeneradores Aspecto estos son muy costos, por lo que estos son los Económico que definen el costo de inversión del parque generador. Parque Eólico Taobré, Coclé El parque generador constará de una potencia instalada de 225 MW. El parque eólico estará ubicado en Taobré, en cual abarcará un terreno de 15 hectáreas, el proyecto ya culminado contará con una potencia instalada de Aspectos 225 MW, a través de 50 aerogeneradores de Técnico la primera fase de construcción, y 25 de la segunda fase, cada generador proporcionará 3 MW de potencia nominal unitaria, La construcción de la obra tendrá un periodo de tres años. El terreno donde son implementados los aerogeneradores se encontrará alquilados por unidad ocupada, esto agrega un costo anual Aspecto bastante alto. Las características de los aeroEconómico generadores tienen son que un costo de aproximadamente de $5 millones de dólares, valor que aumenta los costos de inversión.

Subestación donde se conectará y dimensión de la línea de transmisión Finalmente, la subestación en donde se realizará la conexión de la central termoeléctrica de motores de combustión que será construida en el distrito de La Chorrera específicamente en el poblado de rio Congo será la subestación Chorrera la cual queda ubicada cercana a la termoeléctrica de PAN-AM termoeléctrica de motores de combustión, pero de menor capacidad. Esta subestación también entra dentro del plan de expansión de la red de transmisión elaborado por ETESA y por el cual tiene un doble circuito de 230 kV. Resulta favorable en cuanto a la reducción del costo ya que no habría necesidad de utilizar una gran cantidad de cables conductores. Esta línea de transmisión contará con una dimensión de aproximadamente 1.4 km. Potencial Eólico Según datos de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), el país cuenta con un potencial eólico en desarrollo de más 2 GW, siendo la provincia de Coclé dominante en este aspecto con el 39% del potencial eólico identificado. Objetivo del Proyecto: Es realizar un Proyecto Eólico,

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Aspectos Técnicos. El parque eólico estará ubicado en Taobré, en cual abarcara un terreno de 15 hectáreas, el proyecto ya culminado contará con una potencia instalada de 225 MW, a través de 50 aerogeneradores de la primera fase de construcción, y 25 de la segunda fase, cada generador proporcionará 3 MW de potencia nominal unitaria, La construcción de la obra tendrá un periodo de tres años. La velocidad del viento es de 6 m/s. El proyecto se realizará en dos partes, la primera de construcción contara con 75 aerogeneradores con una capacidad de 3 MW como potencia total nominal, Luego en una siguiente fase se expandirá la capacidad hasta un total de 225 MW, con un total de 450 aerogeneradores, de los cuales se entregarían a la red 178 MW y se tendrían de reserva 15 MW para casos en los cuales fuera necesario, como un déficit o en horas pico. La línea de transmisión que se escogió para conectar el proyecto del parque eólico contará con una longitud de 87.4 km los cuales se tomaron viendo el camino más conveniente a la ubicación y distancia, esto para la más eficaz transmisión de la energía desde donde está ubicada la central eólica hasta la subestación, tratando de lograr la mínima tala de los árboles. La subestación a la cual se conectará la central eólica será La Subestación Llano Sánchez, esta se seleccionó porque es la más cercana a la zona que decidimos situar nuestra Central Eólica, Cabe resaltar que esta central no se encuentra sobrecargadas de líneas de transmisión, lo que hace posible conectarla a esta subestación También debemos mencionar que en el plan de expansión de transmisión que contempla la empresa de transmisión ETESA, hace mención sobre la ampliación de la línea de transmisión de la subestación de Llano Sánchez la cual estará conformada por un circuito doble con conductores del tipo 1200 ACAR a 230 KV que contará con una capacidad de transmisión de hasta 500 MVA por cada circuito dando un total de 1000 MVA de capacidad de potencia aparente que se podrá transmitir. Aspectos Sociales. El lugar óptimo seleccionado para el desarrollo del proyecto se localiza en el corregimiento de Toabré, distrito de Penonomé, Provincia de Coclé donde el potencial aprovechable es de 225 MW y su velocidad de viento es de 6 m/s, la región es poco poblada, se ubica a gran distancia del poblado más cercano y no está dentro de un área de conservación nacional, como lo son los parques nacionales, monumentos nacionales, o reservas de la biosfera.

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Igualmente cabe resaltar que en los impactos visuales generados por el Proyecto son considerados a ser insignificantes al no haber ningún sitio turístico y población cercana. Asimismo, trataremos de dar incentivos para el mejoramiento de ciertas condiciones de vida en la comunidad, empezando por dar trabajos a los moradores del área, en la construcción, además los caminos de acceso a la central, los vamos a asfaltar, para facilitar el acceso. Aspectos Ambientales. Efecto sobre la ecología, en este contexto, abarca todos los efectos materiales sobre la flora y la fauna. Corrientemente incluye efecto sobre los pájaros, sobre tipos de vegetación y cambios sobre la hidrología local. El riesgo más frecuente seria la colisión de los pájaros con las palas de los aerogeneradores, los cuales pueden dar en una lesión o la muerte. Panamá por ser un país de tránsito de aves migratorias, ocasiona que miles de aves sobrevuelen el territorio nacional. Por lo tanto, se bridara un monitoreo para mitigar impactos potenciales. Las líneas de transmisión se energía sitiados dentro del parque eólico serán construidas de manera subterránea. Además, se realizara un plan exhaustivo de reforestación, para compensar la tala de los árboles en el área del proyecto, esto consistiría que por cada árbol talado, se plantarían 20 más en un área aprobada por la Administración Regional de Coclé y UEPI (Unión Eólica Panameña Penonomé I, S.A., una Compañía de Fines Especiales controlada Goldwind). También hay que resaltar que esta tecnología es una de las que menos impacto tiene sobre el medio ambiente debido a que durante su proceso de generación no lleva implícito proceso de combustión, de manera que los impactos originados por los combustibles durante su extracción, transformación y combustión beneficia la atmósfera, el suelo, el agua, la fauna, la vegetación, etc. El tipo de suelo es del tipo II, el cual es roca muy fracturada, suelos granulares densos o cohesivos duro. Aspectos Legales. El marco legal de la República de Panamá regido en la Ley nº 41 General del Ambiente. Establece que “Las actividades, obras o proyectos..., requerirán de un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) previo al inicio de su ejecución, de acuerdo con la reglamentación de la presente Ley. Estas actividades obras o proyectos, deberán someterse a un proceso de evaluación de impacto ambiental. El proceso de evaluación del EIA comprende las siguientes etapas: (i) presentación de estudio de impacto ambiental, (ii) evaluación del EIA y seguimiento del Programa de Adecuación y Manejo Ambiental (PAMA), (iii) seguimiento, control, fiscalización y evaluación del PAMA y de la resolución de aprobación. ” Ley 6 de febrero de 1997 La Ley 6, de febrero de 1997 antes citada, es la ley fundamental en materia de electricidad, y establece los siguientes aspectos principales:

Plan de Expansión del Parque Generador de Panamá

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Define como funciones del Estado el garantizar acceso, cobertura y calidad del servicio, garantizar libertad de competencia, establecer el régimen tarifario de las actividades en las cuales no haya competencia, y proteger el ambiente. Mediante la reestructuración del Instituto de Recursos Hidráulicos y Electrificación (IRHE), se separan las actividades de generación, transmisión y distribución. Crea la Comisión de Política Energética con la finalidad de formular políticas (ente rector). Define las responsabilidades del ente regulador (hoy en día ASEP). Establece que la Empresa de Transmisión será 100% propiedad del Estado. Le asigna a ésta la responsabilidad de preparar los planes de expansión a la empresa de transmisión. El Centro Nacional de Despacho, dependencia de la Empresa de Transmisión, será la responsable de la operación integrada del servicio público. La operación del sistema contempla también la administración del mercado de contratos y del mercado ocasional. Establece el orden en que se efectuará el despacho34, el cual se efectuará en orden ascendente de costo variable. La compra de energía es una actividad con precios no regulados. Están regulados los precios de transmisión, distribución y de venta a cliente final. Los agentes de mercado pueden importar o exportar energía. Define criterios para la contratación por parte de las distribuidoras del suministro de energía, mediante

Ley 45 de agosto de 2004 En este ámbito se utilizan las leyes nacionales que hasta la fecha existen para la reglamentación de este tipo de centrales eléctricas, para así tener el punto de vista del país respecto a la construcción de este tipo de centrales. La ley que rige todas las centrales de generación de energía a base de fuentes renovables es la Ley n° 45 del 4 de agosto de 2004, en la cual se establece un régimen de incentivos para el fomento de generación hidroeléctrica y de otras fuentes nuevas, renovables y limpias. El artículo 1 de esta Ley nos habla sobre brindar los adecuados incentivos a estas tecnologías mencionadas anteriormente, así como promover y contribuir al desarrollo del país mediante la generación de empleos y nuevas fuentes de trabajo, promover también la inversión y el desarrollo en áreas rurales deprimidas. Además de proteger el ambiente y disminuir los efectos ambientales adversos, y ayudar a la cobertura nacional del suministro de energía eléctrica y disminuir la dependencia de los combustibles fósiles. Características Técnicas

El parque eólico que se proyecta tendrá una potencia instalada de 225 MW,y estará constituido por 75 aerogeneradores, de 3 MW de potencia nominal y 80 m de altura del aerogenerador. El tiempo de arranque de los aerogeneradores dependen directamente de la cantidad de viento, velocidad y dirección de este, por lo que podemos decir que es de manera instantánea siempre y cuando esté presente la fuente primaria, viento. La parada de un aerogenerador es una de las operaciones más críticas porque implican grandes cargas para los componentes del aerogenerador. La operación de parada incluye el paso de girar las palas con el borde de salida apuntando en la dirección del viento hasta que alcanzan su posición de bandera. La potencia firme de este tipo de tecnologías es de cero, este tipo de tecnologías no cumple con este término. Costos de Inversión/ Costos de Operación

Parque Taobré Costos de Inversión (US$/Kw)

$2450

Costos de O & M (US$/Kw)

$50

Eólica Capacidad Instalada

225 MW

Costo Inicial

$ 550 millones

Cuadro. Costos de Inversión/ Costos de Operación Distribución de Costos de Inversión Valor Monetario

Porcentaje de Contribución 5%

Terreno $450,000 Componentes infraestructura Eléctrica

$431,250,000

75%

Gestión y Administración

$86,250,000

15%

Seguros

5%

Journal of Undergraduate Research 2016; Vol. (1):

e impuestos

$28,750,000

Total

$575,000,000

15

 100%

Cuadro. Distribución de los Costos de Inversión Inicial para Aerogeneradores Vida Útil adecuada y Vigente Esta tendría una vida útil de 20 a 25 años aproximadamente, lo cual sería de gran importancia para cubrir la demanda medio plazo y largo plazo Análisis de las Centrales Existentes que cumplan con los supuestos iniciales para el PGP Analizando las centrales existentes que mantengan los supuestos iniciales de cumplir con el parque generador panameño bajo el marco de desarrollo sostenible. Al revisar la información del plan de expansión de Etesa podemos concluir que existen centrales que no cumplen con la vida útil y vigente utilizando la tabla de información por tecnologías, las centrales que podemos mencionar son: Estrella de Mar 72MW, Jing Jo Power 57.8 MW, Atlantic Gateway 92 MW. Existe una lista en la capacidad instalada del CND de centrales antiguas que no cumplian con el plan de matriz limpia que deseamos implementar en nuestro parque generador panameño en el año 2016.

4. Análisis de Reducción de Demanda Análisis de una reducción de demanda Suponemos una demanda máxima de 2401.8 MW para el 2026, si esta se reduce en un 5% (2281.71 MW), y se presenta una sequía, por lo cual no podemos utilizar los embalses. Y los parques eólicos reducen su generación en 10%. Algunas estrategias de racionamiento pueden ser:  En las horas de mayor demanda, se puede ejecutar un corte de energía eléctrica para todos, o sino regularlo. Esto puede darse de una a dos horas aproximadamente en las horas pico.  Medidas de ahorro voluntario por parte de la población en general. De esta manera se reduciría la demanda, y se raciona en gran medida.  Establecer una demanda fija tanto en hogares como en comercios, y aquellos que no cumplan con esto deberá pagar el doble del costo del consumo que haya tenido. O se le imponga una multa.  Hacer diferentes horarios de entrada en los comercios, ya que así la demanda máxima se disminuiría, esto se hace en conjunto con estrategias antes mencionadas para mayor efectivida

Reducir los días laborables, en los comercios en donde más energía eléctrica se consume, si se regula esto podríamos disminuir el consumo.

Medidas urgentes para mitigar la escasez: • Una de las soluciones para frenar el desafío hídrico y energético, es la de construir plantas de desalinización a energía solar, esta puede procesar agua potable diaria y generar electricidad. Países con Emiratos Árabes Unidos y Estados Unidos ya cuentan con estas. Esta agua desalinizada también se puede utilizar para las centrales de combustibles fósiles. • Otra solución es empezar a implementar tecnologías cuyo primario sea agua de mar, aunque sabemos que en Panamá es algo difícil. Se puede empezar con investigaciones de las energías mareomotriz, undimotriz, mareomotérmica, entre otras. Identificación las fortalezas y debilidades de la Expansión Aspectos Ambientales Debido a que la matriz cuenta con centrales hidroeléctrica, eólicas, que son energías limpias y no producen emisiones se puede decir que nuestra matriz es una matriz limpia comparada a la matriz actual, además nuestra central térmica de motores de combustión interna de ciclos combinados cuenta con gas etano que resultará en menores emisiones de sulfuros y material particulado en comparación con las centrales termoeléctricas que utilizan búnker o carbón. Aspectos Sociales Al tener una matriz que no contamina repercute directamente con la sociedad ya que grupos ambientalistas que se oponen a la termoeléctricas que contaminan de forma abierta, y afectan la salud de la población verán de forma abierta y no conflictiva el uso de estas tecnologías que no contaminan y a la vez dan firmeza al sistema, pero la aceptación del mix tecnológico dependerá de la buena voluntad de todos los panameños (gobierno, actores del mercado eléctrico y el consumidor) que se permita poner el mix tecnológico que contribuya de forma significativa ya sea económica y técnicamente viable con el que se aseguren las necesidades energéticas de todos. Aspecto Legal Decreto Ejecutivo N°45 (10 de junio de 2009) Por el cual reglamenta el Régimen de los incentivos para el fomento de sistemas de generación Hidroeléctrica y de otras fuentes nuevas, Renovables y Limpias, Contemplados en la Ley N°45 de 4 de agosto de 2004 CONSIDERANDO: Que la Ley 45 del 4 de agosto de 2004 establece un régimen de incentivos para el fomento de sistemas de generación hidroeléctrica y otras fuentes nuevas, renovables y limpias. Siendo necesaria su respectiva reglamentación por parte del órgano Ejecutivo;

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Plan de Expansión del Parque Generador de Panamá

Que la Ley 45 contribuye con el desarrollo del país mediante la generación de empleos y nuevas fuentes de trabajo; promueve la inversión y el desarrollo de áreas rurales deprimidas; optimiza el uso de los recursos naturales; contribuye Con la protección del medio ambiente y la disminución de los efectos ambientales adversos, contribuye en la cobertura nacional de energía eléctrica y en la disminución de la dependencia de los combustibles tradicionales y en la diversificación de las fuentes energéticas del país; Que la Ley 45 en su artículo 8 contempla, entre otros beneficios, la exoneración del pago de los cargos de distribución y transmisión a aquellos sistemas de centrales mini hidroeléctricas, los sistemas de centrales geo termoeléctricas y sistemas de centrales de otras fuentes, renovables y limpias cuya capacidad instalada no sea mayor de IO MW, el artículo 9 de la referida Ley contempla la misma exoneración a dichos sistemas cuya capacidad sean más de IO MW hasta 20 M W, pero sólo a los primeros 10 MW, cuya exoneración está directamente relacionada con la capacidad de generar de dichas plantas; Que de conformidad con lo establecido en los numerales 2 y 3 del artículo IO de la Ley NO 45 de 4 de agosto de 2004 es necesaria la reglamentación correspondiente, para facilitar el funcionamiento del beneficio fiscal a que hacen referencia estos con base a la reducción de toneladas de emisiones de dióxido dc carbono equivalentes (C02 equivalente); Que adicionalmente e) numeral 7 del artículo IO de la referida Ley No- 45, también contiene incentivos fiscales por lo que es conveniente su reglamentación. con el objetivo de facilitar el otorgamiento del incentivo fiscal que hace referencia este numeral, Con base al valor total de la inversión directa en concepto de obras que después de la construcción de Plantas de Generación Hidroeléctrica y de fuentes nuevas y renovables se conviertan en infraestructuras de uso público; Que es necesario apoyar el desarrollo de proyectos que reducen emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), lo que se traduce en la disminución del combustible requerido para la generación eléctrica, los cuales clasifican como proyectos dentro del mecanismo del Desarrollo Limpio del Protocolo de Kyoto, cónsono con los principios y lineamientos de la política nacional del ambiente. Que el estado tiene la responsabilidad constitucional de salvaguardar los recursos naturales que se encuentren en su territorio y regular el uso de todos aquellos recursos destinados a satisfacer las necesidades de sus habitantes, perseverando el medio ambiente y garantizando un desarrollo y abastecimiento sostenible

Aspectos Económicos En los aspectos económicos podemos decir que la matriz se ve afectada de forma directa ya que el uso de tecnologías renovables modifica el costo marginal de forma directa y disminuye en gran manera el costo de la energía eléctrica en las diferentes épocas del año. El costo marginal del sistema va tender en gran manera a disminuir ya que las tecnologías no tiene costo como las hidroeléctricas, eólicas abaratando los costó de la energía pero afecta de gran manera a os inversionista de energías térmicas o más costosas que no se despacharían en cierta época.

Conclusiones En este proyecto logramos presentar una propuesta con un mixe tecnológico que puede ayudar a la demanda en el 2026. Nuestro plan de expansión constó en instalar una central hidroeléctrica , parque eólico, un central termoeléctrica de motor de combustión. Mediante el incremento de la demanda se logro cubrir de forma sustancias, segura, estable para reducir los costos marginales, y tener un parque generador limpio para contribuir en los aspectos sociales, ambientales y económicos. Se busco diversificar la matriz aumentando la confiabilidad del paque geneeador para brindar un apoyo a sistema. Se logro mantener una fimreza aun utilizando fuentes renovables para brindar seguridad al sistema mediante la central termica y además reducir las emisiones al no usar combistible convencional utilizando gas etano que produce una descarga significativa para dar un matriz limpia y segura.

REFERENCIAS [1]

PLAN DE EXPANSION DE GENERACION POR ETESA. http://www.etesa.com.pa/plan_expansion.php

[2]

CAPACIDAD INSTALADA CND http://www.cnd.com.pa/

[3]

Plan energético nacional 2050 http://www.energia.gob.pa/

[4]

Etapa desarrollada 1, Etapa desarrollada 2 en la asignación de produccion de energía.

plan

DE 2015-