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UNIVERSIDAD DE EL SALVADOR FACULTAD DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA ESCUELA DE INGENIERÍA MECÁNICA CENTRALES HIDROELÉCTRICAS CICLO 2-2018

Estudio de Prefactibilidad para la implementación de una Pequeña Central Hidroeléctrica en el departamento de Sonsonate Docente: Ing. Luis Salalá

Estudiantes: Ardón Aguilar, Hugo Boanerges Cruz Álvarez, Kevin Alexander Rosa Chávez, Alex Francisco

Ciudad Universitaria, 14 de enero de 2019

Índice CAPÍTULO 1 CONTEXTO Y ANTECEDENTES ......................................................................................... 3 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................... 3 MARCO TEORICO ............................................................................................................................. 3 CAPITULO 2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO ....................................................................... 11 DESCRIPCION GENERAL DEL PROYECTO ....................................................................................... 11 UBICACIÓN DEL PROYECTO ........................................................................................................... 11 OBJETIVOS Y ALCANCES ................................................................................................................ 11 CAPITULO 3 ESTUDIO DE CAUDALES ................................................................................................. 13 DELIMITACIÓN DE CUENCAS Y VERTIENTES.................................................................................. 13 DETERMINACIÓN DEL RÉGIMEN DE CAUDALES ............................................................................ 15 CAPITULO 4 ESTUDIO TECNICO ......................................................................................................... 20 ESTUDIO DE LOCALIZACION Y LEVANTAMIENTO TOPOGRAFICO ................................................. 20 DETERMINACIÓN DE PÉRDIDAS .................................................................................................... 23 ESTIMACIÓN DE CAUDAL ÓPTIMO Y ENERGÍA A PRODUCIR ........................................................ 28 DISEÑO DE LAS OBRAS PRINCIPALES............................................................................................. 29 CAPITULO 5 GESTIONES PARA EL DESARROLLO DEL PROYECTO ...................................................... 33 LEGISLACIONES VIGENTES. ............................................................................................................ 33 PERMISOS ...................................................................................................................................... 33 ASPECTOS FISCALES....................................................................................................................... 41 CAPITULO 6 ESTUDIO ECONOMICO-FINANCIERO ............................................................................. 43 EVOLUCION HISTÓRICA DEL PRECIO DE LA ENERGÍA.................................................................... 43 ESTIMACIONES DE COSTOS DE OBRAS.......................................................................................... 44 INGRESOS ANUALES DEL PROYECTO ............................................................................................. 46 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ............................................................................... 47 ANALISIS DE RENTABILIDAD .......................................................................................................... 47 CAPITULO 7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES........................................................................ 51

CAPÍTULO 1 CONTEXTO Y ANTECEDENTES INTRODUCCIÓN Más allá de la importancia de contar con electricidad, es necesario tener en cuenta que toda su cadena productiva desde la generación, pasando por la transmisión, distribución y uso final, tienen asociados una serie de impactos ambientes y sociales. La creciente preocupación por el estado del medio ambiente y por el cambio climático, y la mayor información que tienen las comunidades exige hoy mayor rigurosidad en las licencias y trámites para construcción de proyectos de generación y transporte de electricidad. Esto ha generado mucho interés por buscar alternativas de generación que tengan un menor impacto social y ambiental y que puedan satisfacer las necesidades crecientes de la población así como brindar acceso a aquellas comunidades que hoy no lo tienen.

El constante incremento de demanda de energía eléctrica, aunado a la necesidad imperiosa de producir energía limpia para la preservación del medio ambiente; y además, considerando los cuantiosos recursos hídricos existentes, El Salvador se ve en la necesidad de impulsar proyectos hidroeléctricos de pequeña y mediana capacidad en sus cuencas existentes como solución a corto plazo de las necesidades energéticas regionales.

A través del presente trabajo se desarrolló el estudio de factibilidad para la central hidroeléctrica nombre, ubicada en el departamento de Sonsonate. Para la generación eléctrica se instalará una planta a filo de agua, de capacidad 767.82 kW. Debido al perfil de consumo eléctrico por usuario, su factor de planta será de 56.23%.

MARCO TEORICO La generación de energía a partir de una corriente de agua es la fuente de energía renovable más usada en el mundo para generar electricidad. La mayoría es producida con centrales de gran escala que utilizan presas y embalses grandes los cuales pueden almacenar una gran cantidad de agua para regular la generación. Estas centrales tienen la capacidad de generar cantidades considerables de electricidad en forma constante durante ciertos períodos pero también causan impactos ambientales y sociales como: la obstrucción de la corriente de ríos, la inundación de áreas considerables y la reubicación de comunidades.

Los sistemas a pequeña escala, que pueden variar de unos cuantos vatios hasta 5 MW, no causan estos problemas y pueden contribuir a brindar el servicio de electricidad a zonas noelectrificadas y fortalecer la red interconectada. Estos proyectos generalmente son “a filo de agua”, o sea, que desvían temporalmente una parte del caudal de una corriente para la producción de energía hidroeléctrica.

En general, estas centrales aprovechan la energía potencial gravitatoria que posee la masa de agua de un cauce natural en virtud de un desnivel, también conocido como “salto geodésico”. En su caída entre dos niveles del cauce, se hace pasar el agua por una turbina hidráulica que transmite energía a un generador eléctrico donde se transforma en energía eléctrica.

ASPECTOS GENERALES Las pequeñas centrales hidroeléctricas son centrales de generación hidroeléctrica, con una potencia de generación baja. En su mayoría se construyen en zonas aisladas y no representan gran importancia para el sistema de interconexión nacional ya que su área de influencia es muy reducida.

Se pueden definir como el conjunto de obras civiles y estructuras hidráulicas generales y específicas que, complementadas con su correspondiente equipo electromecánico, aprovechan las energías potencial y cinética del agua para producir energía eléctrica.

Esta energía es conducida por diferentes líneas de transmisión a los centros de consumo, en donde se utiliza en alumbrado público y residencial, operación de aparatos electrodomésticos y demás necesidades eléctricas de la zona en donde se lleva a cabo el proyecto.

Estas centrales hidroeléctricas pequeñas tienen la desventaja de proporcionar potencia eléctrica variable, puesto que los cambios climáticos y meteorológicos pueden hacer variar el flujo de agua, y por tanto la cantidad de agua disponible. El aprovechamiento hidro energético tendrá que cubrir una demanda de energía eléctrica, la cual puede estar conectada al sistema nacional de interconexión, a un sistema híbrido o estar totalmente aislada.

La demanda requerida por la PCH debe ser cubierta durante la totalidad de la vida útil del proyecto. En caso de estar interconectada, la demanda de la PCH puede ser cubierta temporalmente, y esta a su vez puede transmitir sus excedentes de potencia y energía al sistema. La Organización Latinoamericana de energía OLADE clasifica las PCH de acuerdo a la potencia instalada como de muestra en la tabla 1.

Potencia (KW)

Tipo

0-50

Micro central

50-500

Mini central

500-5000

Pequeña central

Tabla 1. Clasificación de PCH según potencia instalada. El diseño de la central depende fuertemente de la geografía en la ubicación, los desniveles del terreno y el tamaño de este son factores importantes al considerar las etapas iniciales del proyecto, un concepto fundamental es el de cuenca, siendo esta una depresión en el terreno rodeado de valles, los ríos naturalmente atraviesan una cuenca, puesto que las aguas lluvias deben descender por el terreno hasta formar o integrarse a un río, la central hidroeléctrica debe situarse en el punto más bajo de la cuenca sobre el río, esto es para lograr captar la mayor cantidad de aguas lluvias; debe recordarse que el ciclo del agua es la responsable de la renovación del recurso, este principio se ilustra en la figura 1.

Figura 1. Cuenca Hidrográfica En el estudio de las centrales hidroeléctricas hay dos variables que gobiernan y direccionan el diseño de las mismas, estas son:

La altura o salto disponibles, es una variable fundamental que rige el diseño, debe procurarse tener el mayor salto posible ya que a mayor salto la masa de agua tiene mayor potencial energético, sin embargo, este salto debe encontrarse dentro de límites que no encarezcan o dificulten en exceso la construcción de la central.

El caudal es la otra variable fundamental, la cantidad de agua disponible dictamina en parte cuanta energía se tiene disponible para ser turbinada.

Aprovechar al máximo estas dos variables es el principio fundamental de la central, la ingeniería del diseño se basa en encontrar un equilibrio para ambas, aunque, en el caso del caudal este es influenciado principalmente por el tamaño de la cuenca, por lo que dentro de lo posible debe procurarse el colocar la central al nivel más bajo posible, ya que así se contará con más agua al tener una cuenca más grande; el salto se define al observar los desvíveles naturales de terreno de la central, y adecuar las obras civiles para aprovechar el mayor salto técnica y económicamente factible.

TIPOS DE CENTRALES HIDROELECTRICAS Se pueden distinguir principalmente dos tipos de centrales hidroeléctricas: las que utilizan el agua según discurre normalmente por el cauce de un río y aquellas a las que ésta llega, convenientemente regulada, desde un lago o embalse. Las centrales hidroeléctricas pueden clasificarse según varios puntos de vista, sin embargo, se describirán aquí la clasificación según el régimen de flujo de estas:

Centrales de agua embalsada o centrales de pie de presa: son los aprovechamientos hidroeléctricos que tienen la opción de almacenar las aportaciones de un río mediante un embalse. En estas centrales, se regulan los caudales de salida para utilizarlos cuando sea necesario. La utilización de presas tiene varios inconvenientes. Muchas veces se inundan terrenos fértiles y en ocasiones poblaciones que es preciso evacuar. La fauna acuática puede ser alterada si no se toman medidas que la protejan. Esta disposición es más característica de centrales medianas o grandes en donde el caudal aprovechado por las turbinas es proporcionalmente muy grande al caudal promedio anual disponible en el río. Todos los

países de América Central dependen en gran parte de este tipo de centrales para la provisión de electricidad a sus poblaciones.

Centrales a filo de agua: son aquellas instalaciones que mediante una obra de toma, captan una parte del caudal del río y lo conducen hacia la central para su aprovechamiento y después lo devuelven al cauce del río. Esta disposición es característica de las centrales medianas y pequeñas, en las que se utiliza una parte del caudal disponible en el río. Este tipo de centrales tiene un impacto mínimo al medio ambiente, porque al no bloquear el cauce del río, no inunda terrenos adyacentes.

Centrales de regulación: Almacenan el agua que fluye por el río capaz de cubrir horas de consumo.

Centrales de bombeo o reversibles: Una central hidroeléctrica reversible es una central hidroeléctrica que, además de poder transformar la energía potencial del agua en electricidad, tiene la capacidad de hacerlo a la inversa, es decir, aumentar la energía potencial del agua (por ejemplo subiéndola a un embalse) consumiendo para ello energía eléctrica. De esta manera puede utilizarse como un método de almacenamiento de energía (una especie de batería gigante). Están concebidas para satisfacer la demanda energética en horas pico y almacenar energía en horas valle. Aunque lo habitual es que esta centrales turbinen/bombeen el agua entre dos embalses a distinta altura, existe un caso particular llamado centrales de bombeo puro, en las que el embalse superior se sustituye por un gran depósito cuya única aportación de agua es la que se bombea del embalse inferior.

Como se mencionó con anterioridad, la central que se diseñara en este trabajo es una central de agua fluyente.

PARTES DE UNA CENTRAL A FILO DE AGUA Este tipo de planta es de filo de agua, en la que no se usa un embalse para almacenar agua, sino que el caudal se toma del recurso hídrico directamente por medio de una bocatoma que dirige el caudal a un canal en el que se alcanza la caída necesaria para obtener la potencia

requerida; después se encuentra un tanque de presión y un desarenador que conducen el caudal a una tubería a presión por la cual se lleva a la turbina de generación. Su impacto ambiental es mínimo comparado con el causado por un proyecto de autorregulación o que usa una presa. A continuación, se hará una breve descripción de los elementos que componen una PCH en derivación:

Bocatoma: Es la obra en la que se toma el caudal necesario para obtener la potencia de diseño.

Azudes: Son muros dispuestos transversalmente al curso del agua de los ríos y sirven para desviar parte del caudal hacia la toma.

Canaleta: Es la encargada de conducir el caudal de la bocatoma al tanque de presión, tiene una pendiente leve, la más usada puede ser un canal, pero también son usados tuéneles o tuberías.

Desarenador: Es un tanque de mayor dimensión a la obra de conducción en el que las partículas en suspensión pierden velocidad y son decantadas, cayendo al fondo.

Tanque de presión: Es un tanque en el que la velocidad del agua es cercana a cero, empalma con la tubería a presión, y debe evitar el ingreso de sólidos y de burbujas de aire a la tubería de presión, y amortiguar el golpe de ariete; además, debe garantizar el fácil arranque del grupo turbina-generador y tiene un volumen de reserva en caso de que las turbinas lo soliciten.

Aliviadero: Se usa para eliminar el caudal de exceso en la bocatoma y el tanque de carga regresándolo al curso natural.

Tubería de forzada: Es la tubería que transporta el caudal de diseño a la turbina; se apoya en anclajes que soportan la presión de agua y la dilatación por los cambios de temperatura.

Casa de máquinas: Es el sitio donde se encuentra la turbina, los generadores, los equipos auxiliares, las válvulas de admisión y los aparatos de maniobra, regulación y protección; allí se transforma la energía hidráulica en mecánica, y ésta en eléctrica; en la casa de máquinas está la conexión al sistema de transmisión.

Turbinas hidráulicas: Son máquinas que transforman la energía potencial, cinética y de presión del agua, en energía mecánica de rotación. Se clasifican según su funcionamiento, en turbinas de acción, las cuales utilizan solo la velocidad del agua para poder girar; y en turbinas de reacción que emplean, tanto la velocidad como la presión, para desempeñar el trabajo de rotación.

Reguladores de velocidad: Son servomecanismos que sirven para mantener constante la velocidad de giro de la turbina y la frecuencia de la energía eléctrica generada, manteniendo constante la velocidad sincrónica del generador.

Generador: Es una maquina acoplada a la turbina, que convierte la energía mecánica de rotación en energía eléctrica, en su circuito de salida.

Figura 1 Esquema transversal de un sistema hidroeléctrico a filo de agua.

La figura 2 muestra las partes de este tipo de centrales, además de los diferentes saltos que se presentan en cada punto.

GENERACIÓN DE PEQUEÑAS PLANTAS HIDROELECTRICAS EN EL SALVADOR. En El Salvador, las pequeñas centrales hidroeléctricas han jugado un papel importante en el factor demanda de energía en nuestro país, ya que antes del año 1951, en que inician su operación las grandes centrales hidroeléctricas, fueron éstas las encargadas de suplir la carga ya instalada en el país. El caso más palpable puede ser el de la Compañía Eléctrica de Cucumacayán, S.A. que en el año de 1936, en que fue puesta en línea su central, con 2 MW de potencia, era considerada como una de las más grandes de Centroamérica en su categoría, la cual proporcionaba energía a las zonas de Sonsonate, Acajutla, Santa Ana, los municipios de Armenia, Ateos y una parte de la Zona de San Salvador.

Cabe mencionar que desde principios de siglo se han construido varias pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH), las cuales, han ayudado a suplir la demanda de energía, pero la construcción de éstas, experimentó un estancamiento, debido a una serie de problemas, tales como: Leyes que no fomentaron su utilización, falta de financiamiento adecuado para su construcción, un desconocimiento del potencial que pueden aportar, apreciación subjetiva de que su contribución energética al mercado no es significativa y costos de operación elevados. Pero esta serie de problemas, con el tiempo se han solucionado, por lo que ahora cuando la demanda de energía es mayor y creciente, es el momento de explotar el recurso de los pequeños ríos cuyas evaluaciones económicas resulten atractivas.

CAPITULO 2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO DESCRIPCION GENERAL DEL PROYECTO El proyecto consiste en el estudio de pre factibilidad de la implementación de una pequeña central a filo de agua, diseñando y describiendo cada parte del proceso del diseño hasta finalmente determinar de manera aproximada la rentabilidad del proyecto, proponiendo un modelo básico de diseño desde el punto de vista de la ingeniería mecánica.

UBICACIÓN DEL PROYECTO El proyecto se ubica en el cauce del río Sensunapan departamento de Sonsonate, El salvador, con coordenadas 13.7609 en latitud y -89.7211 en longitud, la figura 3 muestra el tamaño de la cuenca estimada, siendo esta de 77.08 km2.

OBJETIVOS Y ALCANCES Objetivo General: Realizar un proyecto de prefactibilidad para la construcción de una pequeña central hidráulica en el río Sensunapan.

Objetivos Específicos: •

Desarrollar un estudio de caudales.

•

Evaluar parámetros hidro-geomorfológicos de la cuenca en la zona de interés.

•

Realizar un estudio técnico que permita definir la viabilidad, para instalar una pequeña central hidroeléctrica en el rio Sensunapan.

•

Evaluar la factibilidad financiera del proyecto.

ALCANCES Alcance general del estudio de prefactibilidad: •

Descripción del emplazamiento.

•

Descripción general de la instalación, indicando las características técnicas de los equipos a instalar.

•

Muestra los criterios utilizados para el dimensionado de la instalación, describiendo los modos de funcionamiento.

•

Presupuesto de la obra, compra de equipos instalación y puesta en marcha de la central, así como un análisis económico.

•

Estudio de impacto medioambiental

CAPITULO 3 ESTUDIO DE CAUDALES DELIMITACIÓN DE CUENCAS Y VERTIENTES. Para el inicio de la caracterización del recurso hídrico, se comenzará con la delimitación de la cuenca que brindará el caudal para el proyecto. Para la delimitación del área de la cuenca se hizo uso de un software SAGA GIS, a continuación, se presenta el resultado de la delimitación.

Figura 3. Delimitación de cuenta Procedemos a verificar que estaciones meteorológicas tienen influencia sobre la cuenca en estudio, además de conocer que factores de corrección utilizara, para la aplicación “Precipitación Escorrentía”, esta información la obtendremos mediante la utilización de SAGA GIS.

Figura 4. División de áreas de afectación Mediante la imagen anterior se aprecia que son 2 las estaciones meteorológicas las cuales tienen afectación sobre la cuenca, en específico la estación 14 y 26.

En la siguiente imagen se aprecia claramente que toda la cuenca se encuentra ubicada en la zona 1 de los factores de corrección.

Figura 5. Ubicación de la cuenca según zona de FC

Se puede comparar la ubicación de la cuenca en el zona 1 mediante la siguiente ilustración:

DETERMINACIÓN DEL RÉGIMEN DE CAUDALES Continuando con la cuantificación del recurso se presentan los datos de lluvia para ambas estaciones meteorológicas, las cuales son Los Naranjos y Ahuachapán, con un área de afectación de 72.45 𝑘𝑚2 y 4.64 𝑘𝑚2 respectivamente, sumando un área total de la cuenca de 77.08 𝑘𝑚2 . Los datos de lluvia que se presentan a continuación han sido recopilados en un período de 20 años desde 1991 hasta 2010. Estación meteorológica 14 “Ahuachapán” Datos de lluvia en mm Año/Mes E F M A M J J A S O N D ANUAL 1991 0 0 2 35 134 294 89 236 236 207 58 20 1311 1992 0 0 2 3 19 437 443 372 372 100 34 4 1786 1993 7 0 18 96 92 310 152 403 371 168 0 0 1617 1994 0 20 4 10 241 143 183 463 173 79 0 1316 1995 0 0 0 17 113 179 332 305 452 106 5 47 1556 1996 8 0 0 74 256 407 345 401 119 17 0 1627 1997 6 1 3 1 109 226 130 150 320 96 56 3 1101 1998 0 1 0 0 116 287 245 111 363 219 281 0 1623 0 0 0 0 56 295 285 375 331 207 0 5 1999 1554 2000 0 0 0 10 150 129 150 195 252 162 4 0 1052 2001 0 1 0 43 201 306 272 176 98 96 0 0 1193 2002 0 0 0 27 132 166 227 229 402 90 20 0 1293 2003 0 0 26 5 164 232 274 260 275 116 2 0 1355 2004 1 1 0 0 237 309 399 277 558 169 55 62 2068 2005 1 0 8 17 185 361 292 358 351 316 23 5 1917 2006 0 1 1 102 87 235 444 303 277 103 82 0 1635 0 0 4 164 59 196 363 2007 247 349 211 0 0 1594 0 2 0 13 24 575 421 232 323 241 0 0 2008 1832 0 0 0 4 191 120 265 284 263 111 86 16 2009 1338 0 0 3 15 468 417 332 287 490 17 24 0 2010 2053 Promedio 1.15 1.39 3.59 31.80 151.65 281.22 282.16 276.98 341.26 151.35 41.29 8.12 1541.045

Tabla2. Datos de lluvia estación 14, Ahuachapán.

Estación meteorológica 26 “Los Naranjos” Datos de lluvia en mm Año/Mes 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

E 1 0 2 0 0 13 1 0 1 0 0 0 0 3 3 12 0 0 0 0

F 0 0 0 26 1 32 14 3 1 0 3 0 0 7 0 3 0 7 9 0

M 3 5 60 2 6 7 22 0 1 3 1 1 35 40 52 1 16 4 6 19

A 78 19 148 9 210 104 74 2 24 48 78 43 5 12 19 173 170 43 11 177

M 302 142 134 254 269 347 222 96 139 164 336 279 225 284 249 167 114 207 435 833

J 413 574 528 335 221 451 509 370 438 348 470 350 376 298 407 484 277 655 299 604

J 203 420 188 180 420 551 160 508 422 186 351 342 368 399 294 425 394 371 284 388

A 303 274 454 482 518 599 354 383 356 478 272 387 344 277 408 432 358 306 380 482

S 280 408 502 316 611 417 265 327 646 389 393 696 257 558 455 383 356 421 351 947

O 269 180 162 200 278 242 173 421 323 250 237 175 260 169 865 215 388 363 214 18

N 72 49 2 68 8 28 155 476 2 14 52 31 5 55 11 63 2 0 130 10

D 75 20 0 0 125 0 4 7 33 0 0 0 0 62 13 1 0 0 19 0

Promedio 1.81 5.31 14.20 72.37 259.93 420.38 342.73 392.37 448.91 270.12 61.66 17.97

ANUAL 1999 2091 2180 1872 2667 2791 1953 2593 2386 1880 2193 2304 1875 2164 2776 2359 2076 2378 2140 3478

------

Tabla 3. Datos de lluvia estación 14, Los Naranjos.

A continuación, se procederá a realizar el cálculo del caudal mensual que aporta la cuenca al punto de análisis, para ellos haremos uso de la siguiente expresión: 𝑄=

(𝑚𝑚𝑙𝑙) ∗ 𝐹𝐶 ∗ 𝐴 ∗ 1000 𝑚3 [ ⁄𝑠] 𝐷 ∗ 86400

Donde: 3 𝑄 = 𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 [𝑚 ⁄𝑠]

𝑚𝑚𝑙𝑙 = 𝑚𝑖𝑙𝑖𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑙𝑙𝑢𝑣𝑖𝑎 [𝑚𝑚] 𝐹𝐶 = 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟𝑒 𝑑𝑒 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝐴 = Á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑎 [𝑘𝑚2 ] 𝐷 = 𝑑í𝑎𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑎𝑛á𝑙𝑖𝑠𝑖𝑠 Como se dijo anteriormente la cuenca está afectada por dos estaciones meteorológicas, por lo cual se debe calcular por separado el caudal mensual ya que los datos de milímetros de

lluvia y las áreas son diferentes, a continuación, se presentan los resultados obtenidos.

Estación Meteorológica Estación 14 Ahuachapán

4.64

km2

Estación 26 Los Naranjos

72.45

km2

Total

77.08

km2

Tabla 4. Áreas de afectación por estación meteorológica. DATOS POR MES Estación 26 Caudal 14 Caudal 26 Total por mes Mes Días FC (mm) (m3/s) (m3/s) (m3/s) 31 3.91 1.81 Enero 0.00779 0.19090 0.19869 28 5.86 5.31 Febrero 0.01557 0.93188 0.94744 31 1.11 14.20 Marzo 0.00690 0.42621 0.43311 30 0.41 72.37 Abril 0.02334 0.82931 0.85265 31 0.15 259.93 Mayo 0.03941 1.05466 1.09406 30 0.19 420.38 Junio 0.09565 2.23254 2.32819 31 0.23 342.73 Julio 0.11243 2.13224 2.24467 31 0.24 392.37 Agosto 0.11516 2.54721 2.66237 448.91 Septiembre 30 0.31 0.18938 3.88977 4.07915 31 0.49 270.12 Octubre 0.12848 3.58020 3.70868 61.66 Noviembre 30 0.69 0.05100 1.18920 1.24020 31 2.06 17.97 Diciembre 0.02896 1.00105 1.03001 365 Total 0.81406 20.00518 20.81924 Los milímetros de lluvia utilizados son datos recolectados desde 1991 hasta 2010. Estación 14 (mm) 1.15 1.39 3.59 31.80 151.65 281.22 282.16 276.98 341.26 151.35 41.29 8.12

Tabla 5. Cálculo de caudal disponible. Al tener los datos de caudal mensual proporcionada por ambas estaciones, se procede a la construcción del hidrograma.

Caudal (m3/s)

Hidrograma 4.50 4.00 3.50 3.00 2.50 2.00 1.50 1.00 0.50 0.00

Mes

DETERMINACIÓN DE CAUDALES MÁXIMOS A partir de los datos de caudal con los que se cuentan se realiza la Curva de Caudales Clasificados, la cual presenta por cuanto tiempo se cuenta con un valor determinado de caudal. Mes

Caudal

Septiembre Octubre Agosto Junio Julio Noviembre Mayo Diciembre Febrero Abril Marzo Enero

4.07915 3.70868 2.66237 2.32819 2.24467 1.24020 1.09406 1.03001 0.94744 0.85265 0.43311 0.19869

Días 30 31 31 30 31 30 31 31 28 30 31 31

Frecuencia 30 61 92 122 153 183 214 245 273 303 334 365

Tabla 6: Días con el que se cuenta con un determinado caudal

Curva de Caudales Clasificados 4.40 4.00 3.60

Caudal (m3/s)

3.20

Q = 0.00002915D2 - 0.022526D + 4.7313

2.80 2.40 2.00 1.60 1.20 0.80 0.40 0.00 0

20

40

60

80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 Días

Con la ayuda de la CCC se seleccionará el caudal que entregué la máxima energía por unidad de longitud, seguidamente se presenta el proceso.

Partimos de la siguiente ecuación. 𝐸 𝑘𝑊ℎ = 9.81 ∗ 𝑄 ∗ 24 ∗ 𝐷 [ ] 𝐻 𝑚 3

Donde Q es caudal en 𝑚 ⁄𝑠 y D son los días del mes en estudio. Operando las constantes y sustituyendo el caudal por la expresión proporcionada por CCC tenemos: 𝐸 = 235.2 ∗ (0.00002915D2 − 0.022526D + 4.7313) ∗ 𝐷 𝐻 𝐸 = 0.006856𝐷3 − 5.2981𝐷2 + 1112.8017𝐷 𝐻 Derivando en función de D 𝐸 𝑑 (𝐻 ) 𝑑𝐷

= 0.020568𝐷2 − 10.5962𝐷 + 1112.8017

Igualando a cero para encontrar máximos 0 = 0.020568𝐷2 − 10.5962𝐷 + 1112.8017 Resolviendo 𝐷1 = 368 𝑑í𝑎𝑠

𝐷2 = 147 𝑑í𝑎𝑠

Analizando los resultados se deduce que la energía máxima se obtendrá para un número de 145 días. Evaluando para la obtención del caudal. 𝑄(𝐷) = 0.00002915𝐷2 − 0.022526𝐷 + 4.7313 𝑄(147) = 0.00002915(147)2 − 0.022526(147) + 4.7313 𝟑 𝑸 = 𝟐. 𝟎𝟓 𝒎 ⁄𝒔

CAPITULO 4 ESTUDIO TECNICO ESTUDIO DE LOCALIZACION Y LEVANTAMIENTO TOPOGRAFICO Nuestro punto de referencia tal y como se muestra en la imagen se encuentra ubicado cerca del rio Sensunapan, en esta sección buscamos obtener la mejor ubicación de las obras civiles de acuerdo a la disposición topográfica que nos brinda el terreno.

Figura 6. Punto de análisis

Se hizo un análisis de terreno con la ayuda de un mapa topográfico, determinándose así la elección más conveniente para la ubicación de las obras civiles tal y como se muestra en la siguiente imagen:

N°

Descripción

1

Dique

2

Desarenador

3

Canaleta

4

Cámara de carga

5

Tubería forzada

6

Casa de maquinas

Tabla 7. Obras civiles Figura 7. Ubicación de obras civiles

Los resultados que se obtienen de las diferentes obras son los siguientes: Elemento

Medida (m) Dique 70 Canaleta 360 Tubería forzada 95 Salto bruto 40 Tabla 8. Dimensiones obras civiles y salto bruto •

Perfil del terreno

En la gráfica siguiente se muestra el perfil del terreno donde estaría ubicada la tubería forzada. Para poder determinar este perfil se fue midiendo las distancias entre cada línea de iso nivel de nuestro mapa, las cuales estaban ubicadas cada 2 m de altura y después multiplicando por el factor de corrección de escala para obtener la medida real

Perfil topográfico 80 70 60 50 40 30 20 10 0 452 450 448 446 444 442 440 438 436 434 432 430 428 426 424 422 420 418 416 414 412 410 408

•

Cámara de carga

Para la cámara de carga se han realizado las siguientes consideraciones: -

Área: 5 m^2

-

Pletinas de perfil rectangular con un espesor de 10 mm

-

Separación de pletinas de 50 mm, con una inclinación de 45º

•

Longitud de la tubería forzada

Para la determinación de la longitud de tubería forzada primero fue necesario determinar los cambios de sección que se encuentran en nuestro perfil topográfico para posteriormente hacer las mediciones y encontrar los diferentes tramos de longitud por los cuales está compuesta nuestra tubería, así también para encontrar los diferentes codos con sus respectivos ángulos, el procedimiento es el siguiente como se muestra en la siguiente figura:

Para la determinación de la longitud se es necesario hacer uso del teorema de Pitágoras conociendo la base y los cambios en altura que se tienen en cada tramo, los resultados se muestran en el siguiente cuadro: Tramo L1 L2 L3 L4

Distancia horizontal 16.53 m 24.53 m 24.27 m 8m

Cambios en altura 9m 11 m 16 m 4m

Longitud 18.82 m 26.88 m 29.07 m 8.94 m 83.71 m

Tabla 9. Determinación longitud de tubería forzada Tomando en cuenta los tramos de tubería que se deben instalar casas de máquinas se ha decidido hacer una aproximación de longitud de tubería a 95 m.

DETERMINACIÓN DE PÉRDIDAS •

Calculo de diámetro de tubería

Para la determinación del diámetro de la tubería, será necesario hacer un proceso iterativo, en donde, se seleccionará la opción que presente menor perdida tanto de recurso como de material de construcción. Para la determinación del diámetro es necesario conocer las perdidas, para nuestra tubería se va a hacer uso de 3 codos con ángulos de 8º, 14º y 12º respectivamente, así que para poder conocer los coeficientes de pérdidas de cada uno de ellos se realizó la simulación en Solidworks y se obtuvo una ecuación en función del diámetro para cada uno, las cuales son las siguientes que se muestran en el cuadro: Nombre Codo 8º

Ecuación 𝑘 = 0.020254 − 0.005334 ∗ 𝐷

Codo 12º 𝑘 = 0.00349 ∗ 𝐷4 − 0.0221 ∗ 𝐷3 + 0.04399 ∗ 𝐷2 − 0.031 ∗ 𝐷 + 0.02845 Codo 14º 𝑘 = 2.27295 × 10−4 ∗ 𝐷4 − 0.00196 ∗ 𝐷3 + 1.7824 × 10−4 ∗ 𝐷2 + 0.00914 ∗ 𝐷 + 0.02006 Tabla 10. Ecuaciones para determinación de coeficiente de pérdidas Los datos con los que se cuentan son los siguientes: Datos

Valor

Longitud de tubería

95 m

Rugosidad

0.006 m

Altura bruta

40 m

Caudal

2.05 m3/s

Viscosidad

0.000891 Pa.s

Tubería de acero Sy

390 MPa Perdidas

Perdida cámara de carga

0.149

Perdida de entrada (arista redonda)

0.2

Perdida de válvula de compuerta

0.1

Perdida de codo 90º

0.5

Perdidas de codos 8º,12º y 14º

Ver cuadro anterior

Tabla 11. Datos para el cálculo de pérdidas en tubería forzada

Al aplicar la ecuación de Bernoulli desde cámara de carga hasta casa de máquinas se obtiene la siguiente ecuación: 𝑓𝐿 8𝑄 2 𝐻𝑛 = 𝐻𝑢 − ( + ∑𝐾𝑝𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 ) 2 4 𝐷 𝜋 𝐷 𝑔 A continuación, con una de las condiciones de diseño para las velocidades de flujo se obtuvo un rango de diámetro en el que puede variar el diámetro de nuestra tubería 4𝑄

𝐷 = √𝜋𝑉

Despejando de la ecuación de caudal

y evaluando los límites de valores de

velocidad tenemos como resultado

Velocidad

0.5 ≤ 𝑉 ≤ 3.5

Diámetro

2.28 ≤ 𝐷 ≤ 0.86

Una vez conocido los valores de diámetro se realiza un proceso iterativo en una hoja de cálculo para obtener el diámetro óptimo de tubería, la cual se muestra a continuación:

Velocidad y Altura neta vs Diámetro

3.50

45.00 40.00

3.00

35.00 30.00

2.00

25.00

1.50

20.00 15.00

1.00

10.00 0.50

5.00

0.00

0.00 0.8

0.9

1

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1.6

1.7

1.8

1.9

2

2.1

2.2

Diametro (m) Velocidad

Altura neta

Figura 8. Gráfica: Velocidad y altura neta vs diámetro

2.3

Altura neta (m)

Velocidad (m/s)

2.50

Diámetro Rugosidad Velocidad Reynolds 0,90 0,95 1,00 1,05 1,10 1,15 1,20 1,25 1,30 1,35 1,40 1,45 1,50 1,55 1,60 1,65 1,70 1,75 1,80 1,85 1,90 1,95 2,00 2,05 2,10 2,15 2,20 2,25

0,0067 0,0063 0,0060 0,0057 0,0055 0,0052 0,0050 0,0048 0,0046 0,0044 0,0043 0,0041 0,0040 0,0039 0,0038 0,0036 0,0035 0,0034 0,0033 0,0032 0,0032 0,0031 0,0030 0,0029 0,0029 0,0028 0,0027 0,0027

f

Perdida Perdida Perdida Sumatoria codo 8 codo 12 codo 14 perdidas 3,22 3,25E+06 0,427 0,0155 0,0224 0,0272 1,014 2,89 3,08E+06 0,425 0,0152 0,0226 0,0274 1,014 2,61 2,93E+06 0,424 0,0149 0,0228 0,0276 1,014 2,37 2,79E+06 0,422 0,0147 0,0231 0,0279 1,015 2,16 2,66E+06 0,421 0,0144 0,0233 0,0281 1,015 1,97 2,55E+06 0,419 0,0141 0,0235 0,0282 1,015 1,81 2,44E+06 0,418 0,0139 0,0236 0,0284 1,015 1,67 2,34E+06 0,417 0,0136 0,0238 0,0285 1,015 1,54 2,25E+06 0,415 0,0133 0,0239 0,0286 1,015 1,43 2,17E+06 0,414 0,0131 0,0240 0,0287 1,015 1,33 2,09E+06 0,413 0,0128 0,0240 0,0287 1,015 1,24 2,02E+06 0,412 0,0125 0,0240 0,0287 1,014 1,16 1,95E+06 0,411 0,0123 0,0240 0,0287 1,014 1,09 1,89E+06 0,410 0,0120 0,0239 0,0287 1,014 1,02 1,83E+06 0,409 0,0117 0,0238 0,0286 1,013 0,96 1,78E+06 0,408 0,0115 0,0237 0,0285 1,013 0,90 1,72E+06 0,407 0,0112 0,0235 0,0284 1,012 0,85 1,67E+06 0,406 0,0109 0,0232 0,0282 1,011 0,81 1,63E+06 0,406 0,0107 0,0229 0,0280 1,011 0,76 1,58E+06 0,405 0,0104 0,0226 0,0278 1,010 0,72 1,54E+06 0,404 0,0101 0,0223 0,0276 1,009 0,69 1,50E+06 0,403 0,0099 0,0219 0,0273 1,008 0,65 1,46E+06 0,403 0,0096 0,0215 0,0270 1,007 0,62 1,43E+06 0,402 0,0093 0,0210 0,0267 1,006 0,59 1,39E+06 0,401 0,0091 0,0206 0,0263 1,005 0,56 1,36E+06 0,401 0,0088 0,0201 0,0259 1,004 0,54 1,33E+06 0,400 0,0085 0,0196 0,0255 1,003 0,52 1,30E+06 0,400 0,0083 0,0191 0,0250 1,001 Tabla 12. Datos para selección de diámetro de tubería forzada

Hn 15,60 21,44 25,67 28,80 31,15 32,92 34,29 35,35 36,19 36,85 37,37 37,80 38,15 38,43 38,66 38,85 39,01 39,15 39,26 39,35 39,43 39,50 39,56 39,61 39,66 39,70 39,73 39,76

% perdidas 61,00 46,41 35,82 28,00 22,14 17,69 14,27 11,62 9,53 7,88 6,56 5,50 4,64 3,93 3,35 2,87 2,47 2,14 1,85 1,62 1,41 1,24 1,09 0,97 0,86 0,76 0,68 0,61

Al realizar las observaciones en el cuadro de datos y en la gráfica (Figura 8.) vemos que para 1.5 el valor de altura neta tiende a comportarse de manera lineal y por tanto cualquier diámetro mayor a él no implica grandes cambios en la altura neta, es por tal elegimos que el diámetro que seleccionamos para la tubería es el 1.5 m.

•

Calculo del espesor de tubería

Presión hidrostática 𝑃 = 𝛾𝐻𝑛 𝑃 = 9.81 ∗ 38.15 𝑃 = 374.25 𝑘𝑃𝑎 -

Presión estática del fluido

Al aplicar Bernoulli desde cámara de carga hasta casa de máquinas tenemos 𝑃 = 𝛾 [𝐻𝑛 − (1 +

𝑓𝐿 𝑉2 + ∑𝐾𝑃𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 ) ] 𝐷 2𝑔

0.411 ∗ 95 1.162 𝑃 = 9.81 ∗ [38.15 − (1 + + 1.014) ] 1.5 2 ∗ 9.81 𝑃 = 355.38 𝑘𝑃𝑎 -

Presión golpe de ariete

Considerando un tiempo de cierre de 0.4 seg para la turbina 𝑃= 𝑃=

2𝐿𝑉𝛾 𝑔𝑡

2 ∗ 95 ∗ 1.16 ∗ 9.81 9.81 ∗ 0.4 𝑃 = 551 𝑘𝑃𝑎

Presión de diseño 𝑃 𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 𝑃ℎ𝑖𝑑𝑟𝑜𝑠𝑡𝑎𝑡𝑖𝑐𝑎 + 𝑃𝑒𝑠𝑡𝑎𝑡𝑖𝑐𝑎 + 𝑃𝑔𝑜𝑙𝑝𝑒 𝑎𝑟𝑖𝑒𝑡𝑒 𝑃𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 374.25 + 355.38 + 551 𝑃𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 = 1280.63 𝑘𝑃𝑎 ≈ 1281𝑘𝑃𝑎 Calculando el espesor (cilindro de pared delgada), considerando un factor de seguridad igual a n=1.5.

𝜎𝑡 =

𝑃𝐷 𝑆𝑦 = 2𝑒 𝑛

1281 ∗ 1.5 390𝑥103 = 2𝑒 1.5 𝑒 = 3.7𝑚𝑚 El espesor final considerando corrosión con un desgaste promedio de 100 micras al año, y con una vida útil de 40 años es: 𝑒 = (0.1 ∗ 40) + 3.7 𝑒 = 7.7 𝑚𝑚 ≈ 0.303 𝑖𝑛 Por tanto, se escoge un espesor de lámina para tubería de 5/16 de pulgada

Selección de Turbina Para la selección de la turbina se tomarán los datos de caudal y altura neta, ambos datos 3 determinados en capítulos anteriores, los cuales son 2.05 𝑚 ⁄𝑠 𝑦 38.18 𝑚, los datos se interceptarán en el siguiente diagrama, de este modo se sabrá que tipo de turbina es la más adecuada para las condiciones de caudal y salto antes descritas.

Figura 9. Diagrama para selección de turbina

Según lo indicado en el diagrama se necesita una turbina tipo Francis para ejecutar el proyecto, es dato es importante para el posterior análisis, al considerar un caudal mínimo del 40% del caudal nominal para turbinas Francis.

ESTIMACIÓN DE CAUDAL ÓPTIMO Y ENERGÍA A PRODUCIR Para la realización la estimación de la energía a producir se considera una eficiencia del 3 conjunto turbina-generador del 90%, y un caudal mínimo turbinable de 0.82 𝑚 ⁄𝑠 . Los resultados obtenidos se muestran en la siguiente tabla. Mes

Días

Septiembre Octubre Agosto Junio Julio Noviembre Mayo Diciembre Febrero Abril Marzo Enero Total

30 31 31 30 31 30 31 31 28 30 31 31

Caudal disponible (m3/s) 4.08 3.71 2.66 2.33 2.24 1.24 1.09 1.03 0.95 0.85 0.43 0.20

Caudal Turbinable (m3/s) 2.05 2.05 2.05 2.05 2.05 1.24 1.09 1.03 0.94 0.82 0.00 0.00

Energía Bruta (MWh) 552.83 571.26 571.26 552.83 571.26 334.39 303.74 287.02 236.59 221.13 0.00 0.00 4202.31

Energía Generada (MWh) 497.55 514.13 514.13 497.55 514.13 300.96 273.37 258.32 212.93 199.02 0.00 0.00 3782.08

Tabla 13. Energía generada anualmente Según los datos de la tabla anterior se parecía que la generación anual de energía del proyecto es de 3,782.08 MWh, a partir de este dato se calcula el factor de planta. 𝐹𝑃 =

3782.08 𝑥103 𝑘𝑊ℎ 𝑥100 9.81 ∗ 24 ∗ 𝐷 ∗ 𝑄 ∗ 𝐻𝑛

3782.08 𝑥103 𝑘𝑊ℎ 𝐹𝑃 = 𝑥100 9.81 ∗ 24 ∗ 365 ∗ 2.05 ∗ 38.18

𝐹𝑃 =

3782.08 𝑥103 𝑘𝑊ℎ 𝑥100 9.81 ∗ 24 ∗ 365 ∗ 2.05 ∗ 38.18

𝐹𝑃 = 56.23%

La potencia instalada será de: 𝑃𝑜𝑡 = 9.81 ∗ 𝑄 ∗ 𝐻𝑛 𝑃𝑜𝑡 = 9.81 ∗ 2.05 ∗ 38.18 𝑃𝑜𝑡 = 767.82 𝑘𝑊

DISEÑO DE LAS OBRAS PRINCIPALES •

Diseño del canal de derivación

En el diseño del canal de derivación se debe considerar el caudal a transportar, el cual será 3

de 2.05 𝑚 ⁄𝑠, además se ha seleccionado el hormigón bien terminado como material para el acabado del canal. Además, se define la relación entre la base y la altura, la cual será b=2h, de igual forma se establece una pendiente del 0.1%, lo que quiere decir que por cada 1000 metros de longitud de canal se pierde 1 metro para la generación de energía. Partiremos de la siguiente ecuación para calcular las dimensiones del canal de derivación: 𝑄=

𝐴

5⁄ 3

∗𝑆

𝑛∗𝑃

1⁄ 2

2⁄ 3

Sustituyendo variables: (𝑏 ∗ ℎ)

𝑄=

5⁄ 3

∗𝑆

𝑛 ∗ (2ℎ + 𝑏)

1⁄ 2

2⁄ 3

Haciendo uso de la relación b=2h sustituimos y operamos 𝑄=

(2ℎ ∗ ℎ)

5⁄ 3

∗𝑆

𝑛 ∗ (2ℎ + 2ℎ)

𝑄=

(2ℎ2 )

5⁄ 3

∗𝑆

𝑛 ∗ (4ℎ)

1⁄ 2

2⁄ 3

1⁄ 2

2⁄ 3

El valor de “n” se obtiene de la siguiente tabla

Tabla 14. Valores de acabado para diferentes materiales El valor n a utilizar será el establecido para hormigón bien terminado, ocupando el valor más alto de los que presenta la tabla para dicho material. Sustituyendo valores

2.05 =

(2ℎ2 )

5⁄ 3

∗ (0.1⁄100)

0.015 ∗ (4ℎ)

1⁄ 2

2⁄ 3

Desarrollando ℎ = 0.91 𝑚 Por lo tanto 𝑏 = 2ℎ = 2 ∗ 0.91 = 1.82 𝑚

Ilustración Figura 10. Diseño canal1 de derivación

•

Diseño del desarenador.

En la ejecución del diseño del desarenador se considera un diámetro de 0.20 mm para las partículas a ser retenidas, a partir de la tabla siguiente obtenemos una velocidad de decantación para este diámetro.

Tabla 15. Velocidades de decantación para diferentes diámetros Para definir el ancho o la base del desarenador se sugiere que sea 3 veces el ancho del canal de derivación, por lo tanto,el ancho del desarenador será de: 𝐵 = 3𝑏 = 3 ∗ 1.82 = 5.46 𝑚

Figura 11. Vista de planta del desarenador Vista de planta del desarenador

Se considera que las partículas a retener es arena gruesa, la cual posee una velocidad límite de 0.216 m/s, debajo de este valor la arena será sementada. De la expresión de caudal obtenemos la altura del desarenador 𝑄 = 𝐵𝐻𝑣 𝑄 =𝐻 𝐵𝑣 𝐻=

2.05 5.46 ∗ 0.216

𝐻 = 1.73 𝑚

Continuamente se determina la longitud del desarenador

Figura 12. Vista lateral del desarenador Vista lateral del desarenador Vista de planta del desarenador

La distancia vertical que deberán de recorrer la partícula para ser sementada será de 0.91 m, a una velocidad de 21 mm/s, con estos datos se calcula el tiempo de decantación. 𝑡𝑑𝑒𝑐𝑎𝑛𝑡𝑎𝑐𝑖ó𝑛 =

0.91 ∗ 1000 = 43.33 𝑠 21

Con el tiempo calculado y la velocidad de límite de sedimentación se encuentra la longitud del desarenador. 𝐿 = 𝑡𝑣 𝐿 = 43.33 ∗ 0.216 𝐿 = 9.36 𝑚

CAPITULO 5 GESTIONES PARA EL DESARROLLO DEL PROYECTO LEGISLACIONES VIGENTES. En El Salvador, la ley de la electricidad vigente a partir del año de 1996 es bastante particular, ya que proporciona un alto grado de libertad a los agentes participantes en el mercado de la misma. A continuación, se hacen mención de las leyes a seguir para desarrollar una PCH. ✓ Ley General de Energía Eléctrica. ✓ Reglamento de la Ley General de Electricidad ✓ Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico Mayorista ✓ Ley del Medio Ambiente y Recursos Naturales ✓ Ley de Inventivos Fiscales para el fomento de Energías Renovables en la generación de electricidad

PERMISOS Seguidamente se hace mención de los diferentes permisos que se deben de obtener para la ejecución y operación de una Pequeña Central Hidroeléctrica. Procedimiento para solicitar permiso de estudios para recurso Hídrico Dentro de la documentación que se va a presentar junto con la carta de solicitud del permiso para realizar estudios, esta: 1. La solicitud deberá ser dirigida al Superintendente General de Electricidad y Telecomunicaciones de la SIGET, que se encuentre en esos momentos en funciones. 2. Los datos del solicitante relativos a su excelencia y capacidad legal y la documentación que respalde dichos datos 3. Detalle del área geográfica en la que realizará los estudios incluyendo la nómina de bienes nacionales de uso público o del Estado en lo que éstos se harán 4. Naturaleza, tipo y detalle del recurso a estudiar 5. Descripción del tipo de estudios a realizar y plazo estimado de duración de los mismos.

Pasos Paso 1: preparar la Solicitud con la información requerida para ser presentada en las oficinas de la SIGET. Paso 2: desde el momento que la SIGET recibe la solicitud de Estudio, está Institución brindará su informe al solicitante de la existencia o inexistencia de deficiencias en la solicitud. Al presentar observaciones en la solicitud, estas deberán ser corregidas por el Gerente del Proyecto, para ser analizadas nuevamente. Paso 3: al no encontrar en la solicitud observaciones, la SIGET otorgará en los próximos 15 días el Permiso de Estudio e inscribirá el Proyecto en el Registro. Paso 4: El Gerente del Proyecto de Energías Renovables, puede pasar a Recoger su permiso aprobado a la SIGET.

Diagrama para el proceso de solicitud de permiso para el estudio

Procedimiento de la inscripción en el registro de la SIGET LEY GENERAL DE ELECTRICIDAD -CAPITULO I - DISPOSICIONES GENERALES En el artículo 7, se establece que la SIGET, es la institución donde se debe tramitar y registrar, a los generadores de energía eléctrica y a todos los otros operadores del mercado eléctrico nacional, mediante la inscripción en el Registro de Operadores del Sector Electricidad. También en el mismo artículo se establece la tasa por la actualización del registro, que deberán pagar anualmente a la SIGET los operadores que importen energía y los generadores.

Pasos Paso 1: recopilar información requerida de conformidad a la Solicitud aplicable y presentarla en Recepción de la Unidad de Registro de la SIGET. Responsable de esta actividad: Solicitante. Paso 2: se notificará al solicitante sobre las deficiencias, si existieren, las cuales deberán ser corregidas y presentadas nuevamente a la SIGET. Responsable de esta actividad: Solicitante y SIGET. Paso 3: de ser necesario, la SIGET realizará una inspección al Proyecto. Responsable de esta actividad: SIGET. Paso 4: elaboración y aprobación de Acuerdo de Inscripción. Responsable de esta actividad: SIGET. Paso 5: inscripción del Proyecto con su respectivo código. Responsable de esta actividad: SIGET Paso 6: contactar con el Solicitante para informar que puede retirar la documentación de Inscripción. Responsable de esta actividad: SIGET Paso 7: retiro de documentación de Inscripción en las Instalaciones de SIGET. Responsable de esta actividad: Solicitante A continuación, se muestra el formato de la solicitud para realizar el registro.

Permiso ambiental de construcción La Ley del Medio Ambiente establece que deberá asegurarse la sostenibilidad de los recursos naturales renovables (Ley del Medio Ambiente, Decreto No. 233, del 4 de mayo de 1998). Las siguientes leyes son aplicables y deberán ser cumplirse en la realización de una PCH: ➢ Evaluación ambiental

➢ Elaboración del estudio de impacto

➢ Evaluación ambiental estratégica ➢ Evaluación del impacto ambiental ➢ Competencia

del

permiso

de

los

permisos

estudios de impacto ambiental

impacto ambiental ➢ Recursos

ambientales ➢ Actividades, obras o proyectos que requerirán

➢ Evaluación y aprobación de los ➢ Consulta pública de los estudios de

ambiental ➢ Alcances

ambiental

de

un

estudio

➢ Auditorias de evaluación.

de

impacto ambiental. Según la Ley de Medio Ambiente Art. 20. El Permiso Ambiental obligará al titular de la actividad, obra o proyecto, a realizar todas las acciones de prevención, atenuación o compensación, establecidos en el Programa de Manejo Ambiental, como parte del Estudio de Impacto Ambiental, el cual será aprobado como condición para el otorgamiento del Permiso Ambiental. Art. 21. Toda persona natural o jurídica deberá presentar el correspondiente Estudio de Impacto Ambiental para ejecutar las siguientes actividades, obras o proyectos: f) Centrales de generación eléctrica a partir de energía nuclear, térmica, geométrica e hidráulica, eólica y mareomotriz; Art. 23. El Estudio de Impacto Ambiental se realizará por cuenta del titular, por medio de un equipo técnico multidisciplinario. Las empresas o personas, que se dediquen a preparar estudios de impacto ambiental, deberán estar registradas en el Ministerio, para fines estadísticos y de información, quien establecerá el procedimiento de certificación para prestadores de servicios de Estudios de Impacto Ambiental, de Diagnósticos y Auditorías de evaluación ambiental.

Procedimiento de Solicitud de Concesión, proceso abreviado para proyectos de hasta 5MW. Este trámite se realiza en las instalaciones de la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET) de El Salvador. LEY GENERAL DE ELECTRICIDAD. En el artículo 5 se establece que la generación de energía eléctrica a partir de recursos hídricos y geotérmicos, requerirán de concesión otorgada por la SIGET. Y que para plantas generadoras con capacidad nominal total, igual o menor de 5 MW se tramitará mediante un procedimiento abreviado. ACUERDO 283-E-2003 Procedimiento abreviado para el Otorgamiento de Concesiones de Recursos Geotérmicos e hidráulicos con fines de generación eléctrica para plantas generadoras con capacidad nominal total, igual o menor de 5 MW. Se requiere por cada central de generación una concesión, de acuerdo al artículo 3. De los artículos 7 al 14 se establece como solicitar la concesión y el procedimiento para el otorgamiento de la misma. En el artículo 10 se presenta el tiempo de gestión del proceso, así como los tiempos para resolver las prevenciones, si las hubiera. La documentación que se va a presentar va de acuerdo al recurso y hay que agregar los documentos solicitados en los respectivos formularios; además la solicitud deberá ser dirigida al Superintendente General de Electricidad y Telecomunicaciones de la SIGET, que se encuentre en esos momentos en funciones. A continuación se presenta el documento a presentar para la solicitud de la concesión. SUPERINTENDENCIA GENERAL DE ELECTRICIDAD Y TELECOMUNICACIONES FORMULARIO –CH-1 SOLICITUD DE CONCESION PARA GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA

De conformidad con el artículo 5 de la Ley General de Electricidad la generación de energía eléctrica a partir de recursos hidráulicos y geotérmicos requerirá de concesión otorgada por la SIGET. Indicación general: - Todas las fotocopias que se solicitan, deberán estar debidamente autenticadas por un notario. -

El presente formulario es una guía de la información y documentación que debe ser parte de la Solicitud de Concesión

I. INFORMACION DEL SOLICITANTE 1.

Nombre del solicitante y en su caso, del Representante Legal o Apoderado :

________________________________________________________ 2. Nombre de la persona que espera firmar el contrato de concesión. 2.1. Sociedad:___________________________________ 2.2. Representante Legal:__________________________ 2.3. Persona natural:______________________________ 3. Número de Identificación: 4. Número de Identificación Tributaria: 5. Domicilio:_________________________________________ 6. Teléfonos:______________________________ 7. Fax:___________________________________ 8. Correo Electrónico:_______________________ 9. DOCUMENTOS A ANEXAR a) b) c) d)

Escritura de Constitución de la Sociedad debidamente registrada y autenticada u otro documento autentico que pruebe la existencia de la referida entidad. Documentación que acredite la personería del que actúa por otro. Copia autenticada de las matrículas de comercio y de establecimiento vigentes. Fotocopia del Documento Único de Identidad (DUI) del solicitante, Representante Legal o Apoderado.

10. Designación del lugar para recibir notificaciones.

II.

DATOS DEL PROYECTO:

El solicitante deberá presentar en un documento anexo a la solicitud, la siguiente información con la descripción Técnica-Económica del Proyecto, la cual formará parte del contrato de concesión, que se denominara Documento Técnico-Económico del Proyecto, y su contenido será: 1. Nombre del Proyecto: 2. Ubicación geográfica: 2.1. Cantón (Caserío) 2.2. Municipio 2.3. Río: 2.4. Departamento Adjuntar en hoja aparte mapa en escala 1:25,000 y croquis del perfil señalando la ubicación aproximada de las instalaciones más importantes del proyecto, tales como: Área de captación del agua para el proyecto, ubicación de la casa de maquina, etc. -

Derivación del Río Tipo de presa a instalar (embalse, filo de agua, etc) Ubicación del Dique Ubicación de la casa de maquinas Trazo general de la Cuenca del río.

3. Utilización o destino que se dará a la energía eléctrica: 4. Evaluación del recurso: 4.1. Caudal medio anual a utilizar en el proyecto (valor medio  incerteza porcentual), aportes del río principal y los afluentes. 4.2. Caídas bruta y neta, en metros. 4.3. Comportamiento anual de la disponibilidad del recurso. 4.4. Tipo de Almacenamiento: Con Almacenamiento o Sin Almacenamiento 5. Características generales de las obras o diseño conceptual de las obras (De conformidad con los datos del proyecto publicados por MARN): Item Área de la cuenca (m 2) Altura bruta de agua (m) Estanque de captación

Dimensiones

Costo aproximado

Procedimiento de Certificación de Proyectos con Ley de Incentivos Fiscales Legislación Aplicada Normativa Técnica para Caracterizar los Proyectos que aprovechan las Fuentes Renovables en la Generación de Energía Eléctrica : Todos los requisitos que debe incluir la solicitud están detallados en el artículo 8, y en el 9 se establece forma de presentación y algunos detalles a considerar en la información solicitada. Solicitud de Certificación: Recurso hidráulico, Recurso Geotérmico, Recurso Eólico, Recurso Solar, Recurso por Biomasa. La información que debe incluir un estudio de factibilidad esta listada en el artículo 10. Para los proyectos hidroeléctricos y geotérmicos en el artículo 11 se establece “la concesión del recurso”, dentro de los documentos a anexar. Los proyectos geotérmicos pueden tener un trato especial en la documentación que presenten, esto se explica en el artículo 15. Pasos Paso 1 Si la solicitud del desarrollador es utilizar recurso geotérmico o hidráulico, irse al paso 2A y 2B, respectivamente. Si utiliza otro tipo de recurso renovable irse directamente al paso 3. Paso 2A Si el proyecto es geotérmico (art. 15) , y no ha sido desarrollada la etapa de factibilidad y por ello, no se conocen las características físicas reales del recurso, ni del proyecto en su totalidad; el interesado podrá presentar el estudio de prefactibilidad y tener la concesión recomendada por SIGET y otorgada por la Asamblea Legislativa, si no la posee deberá tramitarla en SIGET. Paso 2B Si el proyecto es hidráulico, deberá haber desarrollado el estudio de factibilidad, y tener la concesión recomendada por SIGET y otorgada por la Asamblea Legislativa, si no la posee deberá tramitarla en SIGET. Paso 3 El desarrollador debe de determinar de cuanto es la capacidad (MW) de su proyecto. Paso 4A Si la capacidad del proyecto es mayor a 20 MW, deberá presentar la información requerida en el art. 8 (formulario según corresponda) y la solicitud a SIGET. Paso 4B Si la capacidad del Proyecto es de hasta 20MW, se deberá de presentar el listado de la maquinaria, equipos, materiales e insumos para pre- inversión e inversión en la

construcción (Art. 16). Así tambien presentar la información requerida en el Art.8 (Formulario según corresponda) y la solicitud a SIGET. Paso 5 La documentación de la solicitud de Certificación será analizada por la SIGET, durante los próximos 5 días hábiles, si esta presenta deficiencias, la SIGET elaborará una prevención. La cual será enviada al desarrollador del proyecto y este, tendrá un período no mayor de 6 meses, para subsanar las deficiencias. Al no presentar ninguna deficiencia, la SIGET elaborará una opinión técnica del proyecto; para luego elaborar y enviar un Acuerdo debidamente justificado al gerente del proyecto, si se emite o se deniega la certificación de la misma. Este proceso puede durar hasta 10 días hábiles.

ASPECTOS FISCALES Generalmente los proyectos de generación de energía a base de recursos renovables, experimentan algunos beneficios, con respecto a los aspectos fiscales se cita el artículo 3 del REGLAMENTO DE LA LEY DE INCENTIVOS FISCALES PARA EL FOMENTO DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD. Art. 3.- Las personas naturales o jurídicas que a partir de la vigencia de la presente ley sean titulares de nuevas inversiones en proyectos de instalación de centrales para la generación de energía eléctrica o en proyectos de ampliación de centrales de generación ya existentes, utilizando para ello fuentes renovables de energía, según lo dispuesto en el art. 1 de esta ley, gozarán de los siguientes beneficios e incentivos fiscales exclusivamente con relación a los costos y gastos de la inversión correspondientes a dichos proyectos: a) durante los diez primeros años gozarán de exención total del pago de los derechos arancelarios de importación de maquinaria, equipos, materiales e insumos destinados exclusivamente para labores de pre-inversión y de inversión en la construcción y ampliación de las obras de las centrales para la generación de energía eléctrica, incluyendo la construcción o ampliación de la subestación, la línea de transmisión o subtransmisión, necesaria para transportar la energía desde la central de generación hasta las redes de transmisión y/o distribución eléctrica. La exención del pago de los derechos arancelarios de importación, deberá ser solicitada al ministerio de hacienda, al menos quince días antes de la importación de la maquinaria, equipos, materiales e insumos necesarios y destinados exclusivamente a desarrollar los proyectos de energías renovables, de conformidad con la

documentación del proyecto avalada en la certificación emitida por la superintendencia general de electricidad y telecomunicaciones, que en el texto de esta ley podrá denominarse SIGET. Se exceptúa del beneficio contenido en el presente literal, la adquisición de los bienes siguientes: muebles y enseres del hogar, así como vehículos para transporte de personas de forma individual o colectiva; b) Los ingresos derivados directamente de la generación de energía con base en fuente renovable, gozarán de exención total del pago del impuesto sobre la renta por un período de cinco años en el caso de los proyectos superiores a 10 megavatios (MW); y de diez años en el caso de los proyectos de 10 o menos megavatios (MW); en ambos casos, contados a partir del ejercicio fiscal en que obtenga ingresos derivados de la generación de energía con base en fuente renovable; y, 56 c) Exención total del pago de todo tipo de impuestos sobre los ingresos provenientes directamente de la venta de los “certificados de emisiones reducidas”, en lo sucesivo cer, en el marco del mecanismo para un desarrollo limpio (mdl) del protocolo de Kyoto, o mercados de carbono similares, obtenidos por los proyectos calificados y beneficiados conforme a la presente ley. La certificación de proyectos se realiza en las instalaciones de la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET) de El Salvador.

CAPITULO 6 ESTUDIO ECONOMICO-FINANCIERO EVOLUCION HISTÓRICA DEL PRECIO DE LA ENERGÍA En relación al comportamiento de los precios del MER durante los años 2013 a 2017, se observa la tendencia de los precios a disminuir cada año, registrándose en 2017 el menor precio promedio de dicho período. En el año 2017 precio promedio registrado en el MER fue de US$59.59/MWh. el mismo ha venido disminuyendo desde 2013 cuando el precio promedio fue de US$160.25/MWh. El comportamiento de los pecios de estos cuatro años muestra la tendencia a aumentar en los meses de marzo a mayo (período seco) y a disminuir de octubre a diciembre de cada año (período lluvioso). Esto se debe al incremento de la demanda de electricidad en la época seca, con mayor requerimiento de energía, y disminución de demanda en período de lluvia.

Figura 13. Evolución de los precios del MER, años 2013- 2016 [EOR].

PRECIOS COMPARATIVOS POR MERCADOS NACIONALES

Guatemala PRECIO DEL MERCADO ELÉCTRICO AÑO 2017 49.73 US$/MWh + 63.45 US$/MWh abril 2017 (precio más alto) - 38.58 US$/MWh septiembre 2017 (precio más bajo)

El Salvador PRECIO DEL MERCADO ELÉCTRICO AÑO 2017: 87.55 US$/MWh + 97.53 US$/MWh febrero 2017 (precio más alto) - 65.46 US$/MWh octubre 2017 (precio más bajo Nicaragua PRECIO DEL MERCADO ELÉCTRICO AÑO 2017: 93.44 US$/MWh + 104.33 US$/MWh noviembre 2017 (precio más alto) - 86.39 US$/MWh julio 2017 (precio más bajo) Costa Rica PRECIO DEL MERCADO ELÉCTRICO AÑO 2017: 22.51 US$/MWh + 74.75 US$/MWh abril 2017 (precio más alto) - 6.15 US$/MWh junio 2017 (precio más bajo) Panamá PRECIO DEL MERCADO ELÉCTRICO AÑO 2017: 51.44 US$/MWh + 86.11 US$/MWh febrero 2017 (precio más alto) - 14.13 US$/MWh septiembre 2017 (precio más bajo)

ESTIMACIONES DE COSTOS DE OBRAS En las pequeñas centrales hidroeléctricas, la reducción de la potencia incrementa los costos por kW instalado es decir que por cada kW instalado son más costosas que las grandes centrales. Para justificar económicamente una central pequeña se debe tratar de reducir sus costos al simplificar los diseños y a veces se realiza a expensas de la eficiencia. De todos modos, el costo de los equipos en las pequeñas centrales puede incrementar hasta alcanzar el 50% del costo total, razón por la cual, para mantenerlas competitivas, hay que buscar la forma de reducir el costo de las obras civiles. En especial, se debe tratar de reducir los costos fijos que no son función de la potencia o no lo son en forma lineal. Entre estos se tienen los costos de los estudios, los de caminos de acceso, los de la casa de máquinas y de la línea de conducción. En concordancia con el criterio para evitar las grandes inversiones, en las pequeñas centrales no se contempla la construcción de las presas de embalse sino los diseños del tipo

“a filo de agua”. En ciertos casos favorables desde el punto de vista morfológico y sedimentológico, se considera la incorporación en el diseño de un embalse de regulación diaria que puede estar ubicado en el mismo río o preferentemente al final de la conducción. Este permite regular la generación en horas cuando la demanda es mayor, y por consecuencia, la tarifa que se paga es más alta. Por lo anterior, se acostumbra reducir al máximo todas las inversiones tratando de utilizar hasta donde sea posibles materiales locales de poco costo, tecnología sencilla y mano de obra no especializada, siempre y cuando se garantice la operación confiable del proyecto. Al calcular el costo de un proyecto hidroeléctrico se deben considerar los siguientes rubros: • Costo de inversión (directos e indirectos) • Costos de reposiciones intermedias • Costos de operación y mantenimiento Los costos de inversión son los costos totales que se deben pagar para un proyecto totalmente construido. Los costos directos incluyen los rubros directos de construcción, terrenos y servidumbre. Los costos indirectos se refieren a los gastos legales y de administración, costos de ingeniería por diseños, supervisión de construcción, documentos de licitación, supervisión y fiscalización de la construcción de la obra y supervisión de la puesta en marcha con asesoramiento al personal encargado e imprevistos. Generalmente, su valor se estima como un porcentaje del costo directo. En efecto, para cubrir los costos indirectos, se considera necesario entre el 10 y el 15% de los costos directos de construcción. Un 5% de dichos costos se asignan como gastos administrativos.

Rubro

Porcentaje del costo (en %)

Obras civiles

15 - 40

Equipamiento electromecánico

30 - 60

Infraestructura

10 - 15

Costos indirectos

10 - 15

Tabla 26. Distribución de costos de inversión. Para calcular costos en un proyecto se debe conocer de manera precisa que se comprará, a dónde y cuánto dinero costaría su envío, cuanto material se requerirá para la obra civil, cuántos trabajadores se necesitarían y cuánto costaría la mano de obra, cuantos serían los

costos administrativos en los que se incurriría, por ello resulta imposible en una etapa de pre factibilidad conocer con exactitud los costos, sin embargo, basándonos en datos estadísticos recopilados por entes externos, se realizará una estimación de costos de iniciales de toda la planta basándonos en los MW instalados para el proyecto, con ese dato se calculará los costos estimados según datos de otras centrales.

Equipamiento electromecánico Equipo electromecánico $594,666.24 Total $594,666.24 Tabla 37. Costo estimado de equipo electromecánico. Obra civil e infraestructura Obra de toma Desarenador Canal de derivación Tanque de presión Tubería forzada Casa de máquinas

$49,905.08 $185,587.50 $846,740.19 $197,068.30 $31,049.40 $217,765.63 $1,528,116.09 Total Tabla 48. Costo estimado de obras civiles.

Lo anterior implica únicamente el costo directo de inversión, por tanto, tomando en cuenta los porcentajes de la tabla 1, a continuación se presenta el costo total de inversión. Costo de inversión Costo directo Costo indirecto (15%)

$2,122,782.33 $318,417.35 $2,441,199.69 Total Tabla 59. Estimación de costo totales.

A partir de los datos anteriores que el costo de inversión del proyecto sería de $2,441,199.69.

INGRESOS ANUALES DEL PROYECTO Los ingresos anuales ya fueron calculados con anterioridad en la evaluación de alternativas, en dicha sección se concluyó que la opción más factible y considerando un precio de la energía de $85 /MWh, lo cual genera $321,476.80 de entrada de efectivo por año, para una generación anual de energía de 3,782.08 MWh.

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Las micro/mini centrales hidroeléctricas al igual que las demás tecnologías de energía renovable se caracterizan por un bajo costo de operación y mantenimiento, en contraposición con su alto costo de inversión inicial.

Los costos de operación y mantenimiento pueden expresarse en costo unitario por año (por ejemplo UScents$/ kW/ año) en función del tamaño de la central o como un monto anual dado en un porcentaje de la inversión total del proyecto. Generalmente, estos costos fluctúan entre $ 0.01 y $ 0.02 por kWh. Por tanto, nosotros estimamos que este costo será $ 0.02 por kWh, dando como resultado un costo de operación y mantenimiento anual de $ 75,640.16 para una generación anual de energía de 3,782.08 MWh.

ANALISIS DE RENTABILIDAD Un proyecto de inversión en un aprovechamiento hidroeléctrico exige unos pagos, extendidos a lo largos de su ciclo de vida y proporciona unos ingresos también distribuidos en el mismo periodo de tiempo. Los pagos incluyen el costo inicial de la inversión, extendido en el tiempo gracias a los mecanismos de financiación externa y a unas cantidades anuales con una parte fija (seguros e impuestos) y otra variable (gastos de operación y mantenimiento) mientras los ingresos correspondan a las ventas de la electricidad generada.

Al final del proyecto, cuya vida está en general limitada por la duración de la autorización administrativa, quedará un valor residual que en teoría es siempre positivo. El análisis económico tiene como objetivo comparar ingresos y gastos para cada una de las posibles alternativas a fin de decidir cuál de entre ellas es la que conviene acometer, o si hay que renunciar definitivamente al proyecto.

Desde el punto de vista económico, una central hidroeléctrica difiere de una central térmica, en que la primera exige un costo de inversión más elevado que la segunda, pero por el contrario sus costes de explotación son sensiblemente inferiores al no necesitar combustible (el equivalente al combustible es el agua que mueve las turbinas, que por lo general es gratis,

aun cuando excepcionalmente, la autoridad de la cuenca, puede exigir un canon por turbinar aguas previamente reguladas por obras hidráulicas situadas aguas arriba del aprovechamiento), cuya repercusión sobre el precio del kWh generado es importante.

El primer problema que se plantea al finalizar la inversión, es si los cálculos deben hacerse en moneda real o en moneda constante. En la práctica se considera que los gastos y los ingresos se ven igualmente afectados por la inflación por lo que, en general, se recomienda elaborar el análisis en moneda constante.

Para realizar un estudio de rentabilidad se deben considerar los siguientes aspectos: Inversión inicial Ingresos de la energía producida o en su defecto, gastos que se dejan de tener Gastos de operación y mantenimiento Vida útil de una central, situada entre unos 25 y 30 años Para analizar la rentabilidad de la planta, debe definirse primero que es lo siguiente:

Ciclo de vida: El mayor costo de la energía hidroeléctrica, en particular proyectos de gran escala, son los costos de construcción de las estructuras civiles con ciclos de vida útil muy largos como presas, túneles, canales, centrales eléctricas, etc. Los equipos eléctricos y mecánicos, con tiempo de vida mucho más corto, por lo general contribuyen menos al costo. Por consiguiente, es común utilizar una vida útil más larga para la energía hidráulica que para otras fuentes de generación de electricidad. Krewitt et al. (2009) utiliza 30 años , IEA WEO 2008 (IEA, 2008a) y Teske et al. (2010) utiliza 40 años y de la IEA (2010b) utiliza 80 años de vida útil para proyectos hidroeléctricos. Para el caso de nuestra central por motivos legales se escoge un período de vida de 30 años

Tasa de descuento o interés: Los inversores privados suelen optar por las tasas de descuento de acuerdo a las características de riesgo-rendimiento de sus alternativas de inversión. Una alta tasa de descuento será benéfica para las tecnologías con baja inversión inicial y los altos costes de funcionamiento. Una baja tasa de descuento, generalmente a favor de las fuentes de energía renovable, ya que muchos de ellas, incluida la energía hidroeléctrica, tiene un

costo inicial de inversión relativamente altos y bajos costes recurrentes. Este efecto será aún más pronunciado para las tecnologías con una larga vida útil como la hidroeléctrica. Como se tiene un proyecto donde la inversión inicial es grande, se elige una tasa de 2.5%.

TIEMPO DE RECUPERACION DE LA INVERSIÓN Para saber en cuanto tiempo se recupera la inversión se utilizará la siguiente formula: 𝑇𝑅𝐼 =

𝑇𝑅𝐼 =

𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑛𝑒𝑡𝑜

$2,441,199.69 = 10 𝑎ñ𝑜𝑠 $321,476.80 − $ 75,640.16

VALOR ACTUAL NETO

La diferencia entre los ingreso y los gastos, descontados ambos, al año cero en el que promotor comienza la inversión, es lo que se conoce como valor actualizado neto (VAN).

Un VAN positivo indica que la inversión en el proyecto produce beneficios superiores a los que podrían obtenerse invirtiendo la misma cantidad a la tasa de descuento. Su valor absoluto positivo es el incremento patrimonial actualizado que experimenta la empresa al acometer el proyecto, con lo que cuanto más alto sea, mejor será el proyecto que se pretende llevar a cabo.

Para transformar los flujos de caja obtenidos a lo largo del proyecto de inversión en valores equivalentes en el periodo de inicio de la inversión, se divide cada flujo de caja por el factor de actualización. La ecuación para el cálculo del VAN es: 𝑛

𝑉𝐴𝑁 = −𝐴 + ∑ [ 𝑖=1

𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑛𝑒𝑡𝑜 ] (1 + 𝐾)𝑛

Siendo: A = Desembolso inicial de la inversión o tamaño de la inversión k = Tipo de actualización o descuento aplicable

El factor de actualización, tanto para los gastos como para los ingresos, disminuye rápidamente con el tiempo y resulta insignificante después de los 30 primeros años, por lo que el VAN suele evaluarse como máximo a 30 años, en el presente estudio se ha considerado 25 años. 25

𝑉𝐴𝑁 = −2,441,199.69 + ∑ [ 𝑖=1

321,476.80 − 75,640.16 ] = $𝟐, 𝟎𝟖𝟖, 𝟏𝟖𝟕. 𝟏𝟎 (1 + 0.025)𝑛

El VAN es positivo indica que la realización del proyecto inversión permitirá recuperar el capital invertido, satisfacer todos los pagos y obtener un beneficio neto en términos absolutos igual a la cuantía expresada por el VAN.

TASA INTERNA DE RETORNO La tasa interna de retorno (TIR) es la tasa de descuento, para que el VAN es cero. Económicamente hablando puede decirse que cuando un proyecto tiene un TIR de un X% va a generarla liquidez suficiente para: Remunerar al X% el capital invertido en el proyecto. Devolver el capital invertido.

Para calcular el TIR hay que partir de la fórmula del VAN (valor actual neto), para ello se iguala la fórmula a cero y se calcula el valor de la tasa de actualización que resuelve dicha ecuación: 𝑛

0 = −𝐴 + ∑ [ 𝑖=1

𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑛𝑒𝑡𝑜 ] (1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑛

25

0 = −2,441,199.69 + ∑ [ 𝑖=1

321,476.80 − 75,640.16 ] (1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑛

Siendo: A = desembolso inicial de la inversión o tamaño de la inversión 25

0 = −2,441,199.69 + ∑ [ 𝑖=1

321,476.80 − 75,640.16 ] (1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑛

Iterando la ecuación nos arroja una tasa interna de retorno del 8.03%.

CAPITULO 7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Para el estudio de pre factibilidad realizado para el aprovechamiento hidroeléctrico en el río Sensunapan en el departamento de Sonsonate, se eligió una sola alternativa para la ubicación de las obras civiles, ya que debido a la topografía del terreno y nuestro criterio es la que presentaba las mejores características como lo es tener una línea isonivel con muy pocas curvas en comparación a las demás, brindar un valor alto de salto bruto, poseer una caída de altura casi constante lo cual fue muy beneficioso para el diseño de la tubería forzada, entre otras. Una vez se eligió la ubicación de las obras civiles, se procedió a diseñar cada elemento con los que cuenta en una pequeña central hidroeléctrica, haciendo las diferentes consideraciones de tal manera para obtener el menor costo del proyecto posible. Una vez finalizado todo el diseño y conociendo cual es la altura neta resultante del diseño, así también cual es nuestro caudal de diseño obtenido del análisis de caudal realizado, se selecciona la turbina para nuestro proyecto la cual es de tipo Francis, con un caudal mínimo de operación igual al 40% del caudal de diseño. La PCH cuenta con una capacidad instalada de 767.62 kW, un caudal mínimo turbinable de 0.82 m3/s, es de esta manera que según los estudios de caudales solo 2 meses en año no se estaría produciendo energía, es así como se obtiene una producción anual de alrededor 3782.08 MWh. Al realizar el cálculo del factor de planta obtenemos un valor de 56.23%. En el proyecto se tienen costos directos y costos indirectos, el total calculado para los costos directos es de $2,122,782.33, así también para los costos indirectos se tiene un total de $318,417.35. El costo del proyecto para la realización de la PCH tiene un valor de $2,441,199.69. Para el proyecto se ha considerado una vida útil de 30 años, aunque esta puede ser mucho más, así de esta manera se espera que el ingreso anual sea de $321,476.80, por lo cual se espera que el tiempo de retorno de la inversión sea de aproximadamente 10 años, después de realizar los respectivos análisis financieros podemos concluir que la realización del proyecto si es viable.