sistema monitorizador de ahorro energético - … · % calculada para el escenario a2 y proyección...
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Vulnerabilidad al cambio climático de los
sistemas de producción hidroeléctrica en
Centroamérica y sus opciones de adaptación
Realizar estimaciones de los recursos
hídricos en distintos escenarios de cambio
climático existentes y estudiados de forma
que se pueda conocer la vulnerabilidad de
las centrales hidroeléctricas de
Centroamérica.
Identificar aquellas acciones que se puedan
tomar para permitir la adaptación de la
infraestructura y del sistema eléctrico al
futuro, a través de análisis de
costo/beneficio.
Desarrollo de una metodología replicable
que permita la transferencia de tecnología
a los países latinoamericanos
Introducción
Esquema de Componentes
Componente 1:
Recopilación de
Información
Componente 2:
Impacto de CC
Componente 3:
Estudios de Caso
Componente 4:
Análisis
Costo/Beneficio
Componente 5:
Metodología
Replicable
Informe Final
Componente 6:
Talleres de Difusión,
Divulgación y
Capacitación
Esquema de Componentes
Componente 1: Información
Para la correcta ejecución de los trabajos se
ha considerado necesario recopilar la
siguiente información
a. Modelos Climáticos Globales y Regionales
b. Datos referentes a Centrales Hidroeléctricas de
los distintos países objetivo de los trabajos
c. Datos Hidrometeorológicos de los países de
Centroamérica o bien de las cuencas en las que
se desarrollarán los casos de estudio
d. Estudios disponibles centrados en el tema que
nos ocupa para los países de Centroamerica
Componente 1: Información
Se ha estudiado el impacto hidrológico del
Cambio Climático de las 577 cuencas de
Centroamérica, para poder analizar la
vulnerabilidad de las las centrales hidroeléctricas
de los 7 paises involucrados
Los recursos hídricos, pueden llegar a
decrementarse de forma muy significativa;
sobre todo en los países del norte de
Centroamérica.
El impacto en la producción hidroeléctrica
comienza a ser relevante a partir de 2030,
encontrando en 2050 un punto de decremento
brusco que se mantiene hasta finales del siglo
XXI
*** Imagen mostrada de la variación de aportación en
% calculada para el escenario A2 y proyección 2080-
2100
Rangos de variación de la
aportación***
Componente 2: CC en Centroamérica
Datos Territoriales
Se ha trabajado en la
caracterización del territorio, a
partir de criterio hidrográfico
a fin de poder conocer la
vulnerabilidad de las cuencas
al Cambio Climático
Modelo Digital de Terreno(fuente NASA - Internet)
Cartografía Vectorial de límites
administrativas(fuente Internet)
Localización de Centrales(fuente Países + Internet)
Vectorial de
Ríos
Principales(fuente Países + Internet +
Bibliografía)
Cuencas de
500 km2Cuencas de
125 km2
Central Hidroeléctrica
577 Cuencas
Datos Territoriales
Modelos Climáticos
Modelos con
Downscaling (E.
Maurer); Univ. Santa
Clara
Modelos de WCRP
CMIP3
Modelos WRF Univ.
Nebraska Lincoln
(AR4 & AR5)
Modelos empleados
Modelos de Cambio Climático
Modelos Climáticos
Para poder manejar todos los datos
de los modelos climáticos
disponibles, ha sido necesario
desarrollar un software “ad-hoc”.
BBDD PostGISHerramientas de Análisis Climáticas
Modelos Climáticos
Modelos Climáticos
Distintas variables que representan el
“periodo de observación” (1980 – 1999) de
la Univ. De Santa Clara y tratada por Dr. E.
Maurer
Las precipitaciones máximas en la región
se producen en buena parte de la Costa
Caribe de Nicaragua y Costa Rica, con
valores que pueden superar los 5.000
mm/año y las más bajas se producen en el
interior de Guatemala, Honduras, El
Salvador y Nicaragua (excepto zona
Caribe) con valores de menos de 1000
mm/año
Precip. Media Anual durante el periodo de observación
(1950 – 1999). Valores en mm
Modelos Climáticos
Modelos Climáticos
A partir de Mod. CC se han generado los
siguientes mapas de aportación
Aport. Media Anual (periodo observado)
Var. Aport. Media Anual para 5
proyecciones distintas y 3 escenarios
de emisión
Hasta el 2050, los descensos de
aportación no resultan significativos,
aunque con tendencia a la baja,
principalmente desde 2030
Las aport. mínimas se producen en
2090 y A2, de forma absoluta en la costa
Caribe de Nicaragua e interior de
Guatemala, y de forma relativa en
Honduras e interior de Nicaragua
Variación de la aportación media anual (Esc. A2, proy.
Temporal 2090). Valores en mm
Modelos Climáticos
Aportaciones Centroamérica
Análisis de 577 cuencas de
centroamérica
Aportaciones Centroamérica
Aportaciones Centroamérica
Análisis de 577 cuencas de
centroamérica
Precipitación mensual para
distintas proyecciones en el
Escenario A2
Aportaciones Centroamérica
Aportaciones Centroamérica
Análisis de embalses y vertidos
Vol.
Almacenado
Vol. Aliviado
Vol.
Evaporado
Aportaciones Centroamérica
Aportaciones Centroamérica
Análisis de embalses y vertidos
Curva Nivel/Volumen almacenado
Evolución del Volumen almacenado.
Escenario A2
Aportaciones Crentroamérica
Producción HidroeléctricaProducción Hidroeléctrica
Producción Hidroeléctrica
Evolución de
Producción
Hidroeléctrica.
Escenario A2
Producción Hidroeléctrica
Principales Resultados (C2): Prod.
Hidro
1990 2010 2030 2050 2070 2090 Nombre Cuenca País
-- A2 B1 A1B A2 B1 A1B A2 B1 A1B A2 B1 A1B A2 B1 A1B
Chixoy Chixoy 1430.83 1360.94 1377.5 1447.11 1256.85 1319.2 1342.06 1164.49 1222.66 1167.56 1091.1 1179.85 1044.37 803.43 1226.85 924.63
Aguacapa 307.68 306.54 309.1 311.97 289.63 296.98 289.78 268.01 282.16 265.3 246.09 270.37 248.97 180.57 274.8 205.76
Jurún Marinelá María Linda
221.03 216.4 222.87 225.87 195.57 204.05 200.48 182.52 190.27 179.03 166.22 179.5 166.36 126.56 180.58 142.01
Xacbal Xacbal 463.39 455.88 467.35 475.58 436.56 452.62 441.24 418.23 437.24 423.87 398.93 425.01 404.23 318.71 420.09 356
Las Vacas Motagua 132.96 131.27 131.79 136.85 120.23 122.37 124.59 112.34 116.7 111.8 104.27 113.46 103.45 75.27 114.34 87.49
El Canadá Sanalá
Guatemala
127.15 123.53 121.25 128.72 107.32 111.85 115.61 99.61 104.32 100.78 94.14 102.28 90.61 73.25 102.22 83.09
Chalillo 30.38 26.78 28.18 29.55 24.65 26.07 25.23 20.49 22.64 20.84 17.47 20.69 18.64 12.42 20.2 15.34
Mollejón 95.93 84.54 89.38 93.96 77.93 82.24 79.54 64.73 71.14 65.75 55.69 65.4 58.91 40.86 63.91 49.32
Vaca
Macal Belice
62.77 55.33 58.73 61.98 50.93 53.53 51.73 41.81 46.24 42.46 35.82 42.25 37.69 26 41.3 31.53
Cerrón Grande 393.77 373.24 388.38 410.47 334.54 353.89 354.32 280.62 314.12 297.03 253.17 292.65 255.33 176.42 298.48 214.59
5 de Noviembre 334.88 334.65 342.65 358.6 304.42 319 316.68 274.03 292.65 281.19 252.93 285.29 251.37 185.85 279.55 218.7
15 de Septiembre
Lempa El Salvador
527.3 507.09 519.24 538.19 466.87 489.03 477.19 403 453.12 414.54 364.22 419.98 378.29 263.38 432.91 309.18
El Cajón 1306.97 1274.86 1303.72 1434.21 1168.73 1221.3 1205.09 923.38 1057.99 964.56 817.61 986.16 870.87 558.31 993.81 774.98
Río Lindo-Cañaveral 488.81 476.47 486.7 500.58 464.56 476.29 475.42 436.13 462.13 443.47 410.21 440.84 427.38 315.04 436.9 359.38
El Níspero
Ulúa Honduras
73.02 73.79 73.37 77.77 69.19 72.06 70.85 60.55 67.71 62.77 56.86 63.85 59.36 39.64 62.74 47.98
CentroAmérica Grande de Matagalpa 184.19 187.51 192.89 208.71 165.74 177.37 175.18 134.76 152.53 130.13 115.25 132.92 124.21 58.37 143.02 101.57
Carlos Fonseca Viejo 195.89 198.3 201.26 213.24 177.92 187.4 186.17 152.75 168.05 149.67 136.33 150.45 143.28 88.69 159.5 122.08
Copalar (fut) 1199.74 1207.85 1230.67 1328.08 1015.3 1106.5 1075.33 796.23 909.92 783.44 672.58 790.58 691.09 319.88 840.14 549.71
Tumarín (fut)
Grande de Matagalpa
Nicaragua
903.24 899.92 918.94 969.64 797.47 855.25 831.57 679 741.83 679.56 597.05 675.26 606.47 354.27 690.32 482.22
Arenal Arenal 540.25 555.87 561.16 596.24 513.5 531.77 519.06 454.56 482.22 473.67 424.21 464.03 430.77 276.09 460.73 344.95
Corobicí-Sandillal Santa Rosa 888.08 917.76 927.78 961.41 854.76 876.39 861.28 767.12 815.57 790.8 721.23 776.69 736.31 494.98 778.81 586.54
Ventana Virilla 495.39 503.44 497.15 512.65 481.92 491.24 472.85 458.11 463.44 448.97 424.49 445.31 432.98 327.48 456.21 365.16
La Garita Grande de Tárcoles 222.52 226.95 226.03 228.87 218.54 226.02 217.81 210.32 214.64 210.61 200.95 206.54 202.39 161.53 210.12 177.15
Toro I-Toro II Toro 376.7 385.62 384.76 400.68 361.18 376.87 360.5 337.25 348.77 341.57 317.59 330.44 316.56 236.45 337.27 269.07
Cariblanco Sarapiquí 447.01 460.58 457.28 469.47 437.43 450.79 432.41 414.73 423.14 414.82 393.22 403.98 390.4 305.87 413.04 339.97
El General General 176.02 181.37 179.33 185.83 171.4 176.34 168.77 160.32 164.5 161.59 153.06 155.57 150.37 117.91 160.2 131.11
Río Macho 766.64 797.74 787.02 791.07 772.5 782.16 757.53 742.15 753.14 749.37 730.31 730.24 722.08 636.05 746.07 673.21
Cachí-La Joya 1026.81 1070.16 1058.68 1059.42 1034.48 1051.9 1019.12 994.5 1011.68 1005.13 976.35 978.3 966.3 845.64 996.08 898.98
Angostura 870.26 914.45 897.59 924.78 875.52 887.55 858.04 828.97 843.67 837.32 809.38 808.21 798.99 664.65 836.24 719.92
Reventazón (constr)
Reventazón
Costa Rica
1496.37 1546.27 1528.11 1582.3 1465.73 1501.3 1440.29 1371.37 1405.4 1383.83 1314.14 1329.01 1292.13 1016.74 1376.01 1133.62
Fortuna 1249.81 1360.94 1331.26 1375.29 1336.53 1307.7 1310.62 1250.99 1279.17 1297.78 1302.75 1236.54 1246.89 1075.88 1286.3 1166.79
Estí 629.19 681.87 670.91 680.99 658.14 652.39 644.54 626.09 639.08 635.03 627.18 619.75 607.61 531.84 629.17 572.63
La Estrella 220.55 240.87 237.01 241.43 230.73 227.76 225.07 216.07 221.89 220.45 215.42 213.54 206.79 175.3 217.31 191.03
Los Valles
Chiriquí
270.69 295.18 290.47 295.18 283.48 280.3 276.87 267.2 273.68 271.6 266.36 264.08 256.71 220.4 268.1 239.05
Bayano Bayano
Panamá
582.06 558.07 552.55 586.8 516.14 516.48 535.52 434.7 472.13 482.7 407.6 435.6 410.25 259.44 431.34 310.47
Producción total media anual (Gwh/año) 18728.2 18982.3 19039.1 19833.8 17717. 18247. 17916.9 16020.4 16904.2 16284.3 15136.6 16005. 15114.3 11323.1 16355.7 13162.6
Principales Resultados (C2): Prod.
Hidro.
Principales Resultados (C2): Prod.
Hidro
Principales Resultados (C2): Prod.
Hidro.
11000
12000
13000
14000
15000
16000
17000
18000
19000
20000
�1990 �2010 �2030 �2050 �2070 �2090
Escenario A2
Escenario B1
Escenario A1B
Producción anual en distintos escenarios de emisión (GWh/año – Proyección)
en las centrales hidroeléctricas recensadas en el proyecto
Obs. 2010 2030 2050 2070 2090
A2 B1 A1B A2 B1 A1B A2 B1 A1B A2 B1 A1B A2 B1 A1B
GWh
/año18728 18982 19039 19833 17717 18246 17916 16020 16904 16284 15136 16005 15114 11323 16355 13162
% - 1,4% 1,7% 5,9% -5,4% -2,6% -4,3% -14,5 -9,7% -13,0 -19,2 -14,5 -19,3 -39,5 -12,7 -29,7
Principales Resultados (C2): Prod.
Hidro
La producción Hidroeléctrica del conjunto de aprovechamientos simulados no
disminuye significativamente hasta el horizonte 2050
En 2090 se prevee una disminución del 40% de la producción hidroeléctrica
según el escenario A2; 13% según el escenario B1 y 30% para el escenario A1B
Los efectos varían mucho según el aprovechamiento del que se trate (Variaciones
(%) encontradas superiores a 30 puntos entre distintas centrales)
Panamá: Aprovechamientos dela cuenca del Chiriquí, se estima una
disminución del 14; 0 y 7% en el horizonte 2090 para los escenarios
A2, B1 y A1B respectivamente
Nicaragua: En sus aprovechamientos principales se estima una
disminución de la producción del 55; 19 y 38% en el horizonte 2090
para los escenarios A2; B1 y A1B
Principales Resultados (C2): Prod.
Hidro.
Principales Resultados (C2): Est. de
Caso
Propuesta de selección de estudios de Caso (C3) en función de un conjunto de
aspectos relevantes
Vertiente en la que se encuentran
Tipo de aprovechamiento
Ajuste de los resultados de la información de CC respecto a la
observada en las estaciones de medición
Recursos disponibles para el aprovechamiento
Grado de Turbinación de los recursos
Impacto sobre la cantidad de energía producible en función de los
efectos derivados del CC
Problemática de aterramiento del embalse por acumulación de
sedimentos
Problemática derivada de la deforestación de zonas boscosas
Preferencias manifestadas por los países respecto del caso a
seleccionar
Principales Resultados (C2): Est. De
Caso.
Casos de Estudio
Se han seleccionado 7 centrales
hidroeléctricas, en los 7 paises de
Centroamérica para realizar el estudio de
detalle de las mismas
Para cada una de las centrales
involucradas en los casos de estudio, se
ha realizado análisis detallados de su
posible vulnerabilidad al cambio
climático, y las medidas de adaptación de
las mismas
Para el desarrollo de los trabajos (C3)
además de haber trabajado con
información observada de las cuencas, se
ha confeccionado un modelo
hidrológico de precipitación/escorrentía
y un optimizador de la producción
hidroeléctrica
Centrales Hidroeleéctricas
Chixoy (Guatemala)
Mollejón (Belice)
Cerrón Grande (El Salvador)
El Cajón (Honduras)
Centro América (Nicaragua)
Reventazón (Costa Rica)
Bayano (Panamá)
Casos de Estudio
Modelo HidrológicoModelo Hidrológico
Generación Hidroeléctrica
Estimar la producción de energía (volumen
total anual) como la distribución mensual de
la generación a partir del volumen de agua
Se ha desarrollado un sistema de simulación
de producción, basado en técnicas de
optimización mediante programación cuadrática
Se han considerado precios de Kwh (2) para
poder optimizar el sistema en bloques
temporales.
Guarda agua a precio bajo
Turbina agua a precio alto
Incognitas:
Volumen turbinado en horas punta
Volumen turbinado en horas valle
Volumen residual (considerando el embalse
dividido en 3 franjas de volumen)
Generación Hidroeléctrica
Generación HidroeléctricaEstudios de Caso
AprovechamientoMedida de
Adaptación
Viabilida
d
Var. Potencia Firme
(MW) - 2050
Var. Producción
(GWh/año) - 2050
ChixoyConstrucción de
Embalse Serchil ✓ + 31 MW + 81 GWh/año
MollejónReforestación 3% de
la sup. cuenca ✓ + 2 MW + 26 GWh/año
Cerrón GrandeRepotenciación +1
Turbina 84 MW ✗ + 0 MW + 3 GWh/año
El CajónReforestación 3% de
la sup. cuenca ✗ + 16 MW + 27 GWh/año
Reventazón
Aumento del salto
util+26 m y reducción
de caudal turbinable
33m3/s
✓ + 46 MW + 219 GWh/año
BayanoRepotenciación +1
Turbina 87 MW ✗ +0 MW + 3 GWh/año
Eventos Extremos (Crecidas)
Curva regional del índice de avenida del valor máximo en 24 horas anual. Periodo 1970 a 1999
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5
1 10 100
Periodo de retorno (años)
Cu
an
til
reg
ion
al
(ad
ime
ns
ion
al)
Ajuste PIII LI al 90% LS al 90%
Curva regional del índice de avenida del valor máximo en 24 horas anual. Periodo 2075 a 2099
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5
1 10 100
Periodo de retorno (años)
Cu
an
til
reg
ion
al
(ad
ime
ns
ion
al)
Ajuste GLog LI al 90% LS al 90%
Ajuste del valor máximo en 24 horas anual. Periodo 2075 a 2099. Estación 013-003-A03
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
1 10 100
Periodo de retorno (años)
m³/
s
Valores observados GLog
Ajuste del valor máximo en 24 horas anual. Periodo 1970 a 1999. Estación 013-003-A03
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
1 10 100
Periodo de retorno (años)
m³/
s
Valores observados PIII
Alteración de los valores máximos diarios de aportación
como consecuencia del Cambio Climático
Eventos Extremos (Crecidas)
Eventos Extremos (Sequías)
Alteración de los valores mínimos de aportación acumulada
en 60 días consecutivos, como consecuencia del Cambio
Climático
Curva regional de sequías de valores mínimos durante 60 días consecutivos. Periodo 1970 a 1999
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1 10 100
Periodo de retorno (años)
Cu
an
til
reg
ion
al
(ad
imen
sio
nal)
Ajuste PIII LI al 90% LS al 90%
Curva regional de sequías de valores mínimos durante 60 días consecutivos. Periodo 2075 a 2099
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1 10 100
Periodo de retorno (años)
Cu
an
til
reg
ion
al
(ad
imen
sio
nal)
Ajuste LNor LI al 90% LS al 90%
Ajuste de valores mínimos durante 60 días consecutivos. Periodo 1970 a 1999. Estación 013-003-A01
0
20
40
60
80
100
120
140
1 10 100
Periodo de retorno (años)
hm
³
Valores observados PIII
Ajuste de valores mínimos durante 60 días consecutivos. Periodo 2075 a 2099. Estación 013-003-A01
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
1 10 100
Periodo de retorno (años)
hm
³
Valores observados LNor
Eventos Extremos (Sequías)
Conclusiones C3
Disminución importante de precipitación en la región centroamericana (mayor en
países situados al norte), y un incremento notable de la temperatura media
(incremento más uniforme que la precipitación). El efecto de ambos factores, los
recursos hídricos de la región se verán sometidos a fuertes disminuciones, que
serán más acusadas en los países del norte
Los recursos hídricos, también se verán afectados por cambios adversos en el
régimen hidrológico, Se prevé que los eventos extremos en avenidas se
incrementen para periodos de retorno elevados, mientras en que las sequías se
prevén más profundas y de mayor duración para cualquier periodo de retorno
(aunque sin tendencia a extremarse)
La disminución de los recursos hídricosen los aprovechamientos harán disminuir
tanto la producción como la potencia firme de los mismos.
La adpatación de las infraestructuras existentes, es de dificil aplicación, dada la
rigidez de las citadas infraestructuras. Por lo tanto, las medidas más eficaces, son
aquellas que se pueden incorporar en el diseño de las centrales, o aquellas que
van orientadas a la mejora de la gestión del recurso, o aumento del mismo
(regulación)
Conclusiones C3
Conclusiones C3
Calcular los impactos económicos derivados de los cambios en la
confiabilidad del suministro de agua para los sistemas hidroeléctricos, incluida
la necesidad de cubrir los déficits de producción de electricidad de una central
hidroeléctrica por otros medios.
Analizar los impactos económicos del CC sobre la rentabilidad de la
generación de energía hidroeléctrica en los estudios de caso seleccionados bajo
diferentes escenarios de cambio climático.
Identificar y analizar los obstáculos y beneficios financieros, económicos,
políticos, regulatorios y sociales para implementar las medidas de adaptación
identificadas en el componente anterior.
Evaluar en términos generales los impactos socioeconómicos del CC en el
sector energético, y en particular en el sector hidroeléctrico.
Estimar los beneficios económicos netos de diferentes opciones de política
energética.
Análisis Costo/Benefico C4
Conclusiones C3Metodología C4
Conclusiones C3
Escenario de emisiones: A2, representa una línea de emisiones alta, basado en
hipótesis máximas, y parece ser el más representativo de la tendencia actual
Horizonte de estudio: 2050, más allá de 40 años, el horizonte resulta incierto e
impredecible a nivel tecnológico, concordando con los escenarios de revolución
energética y los estudios prospectivos de precios energéticos
Tasas de Descuento (4 tasas): Parámetro que condiciona los resultados de los
análisis de flujo de caja, y en decisiones vinculadas al CC y proyecciones
largas su papel es crítico. (Con tasas elevadas, considerando impactos negativos
a futuro lejano, la decisión sería siempre NO HACER NADA)
– 0,5%: menor tasa usada por CEPAL en ECCC
– 2%: Sugerencia OLADE
– 4%: Valor medio de las estimaciones recientes en el marco de la economía
del CC
– 12%: Escogida por CEAC en su plan indicativo regional de expansion
energética
Hipótesis de Trabajo C4
Conclusiones C3
Escenarios de evolución de la expansión de la generación: Se han
considerado los escenarios definidos en las estrategias de política energética
(CEAC), incluyendo 4 alternativas
– REF: Escenario de referencia
– INT2: Sin segunda etapa SIEPAC ni interconexión COLOMBIA-PANAMÁ
– HID: Sin restricciones a la incorporación de proyectos Hidroelécdtricos
– REN: Importante presencia de Hidroeléctricidad y una mayor penetración de
renovables (geotermia, solar, eólica, minihidro)
Precio Combustible: precio medio teniendo en cuenta el crecimiento de la
demanda media en incorporación de la primera etada de las interconexiones
SIEPAC y CO-PA
Incremento Temp: Se establecen incrementos nacionales que van desde +1,2ºC a
+1,43ºC (a 2050)
Incremento de Demanda Energética: Se establecen crecimientos de la demanda
energética, basados en el aumento de la Temp principalmente, que se cifran entre
2l 1,5% hasta el 2% de la demanda por cada incremento de 1ºC de temperatura
Hipótesis de Trabajo C4
Conclusiones C3
A los efectos de valorizar los impactos económicos del cambio climático sobre
cada sistema eléctrico nacional, en un contexto de integración regional y con un
horizonte al año 2050, se calcularon los costos de abastecimiento de la demanda,
a igualdad de condiciones de confiabilidad del suministro, para un escenario de
cambio climático A2 y para un escenario Línea de Base (LB).
A partir de allí se obtiene valor que nos dará una idea aproximada del costo en
que incurriría el conjunto del sistema eléctrico nacional para generar cada
MWh de energía “adicional” necesaria para suplir el déficit de producción
hidro y el incremento de demanda provocados por el CC (costo anual
equivalente energía adicional).
Análisis de costo de sist. electricos
Conclusiones C3
Se consideró a cada central como una “unidad de negocio”, que cubre sus
déficits de producción (respecto de la producción del “periodo de observación”,
interactuando con el mercado eléctrico mayorista, de acuerdo al precio resultante
del análisis realizado a nivel sistémico: costo anual equivalente energía
adicional (en U$S/MWh).
En una segunda instancia, se incorporan a la evaluación económica las
medidas de adaptación identificadas en la componente 3, lo que implica
inversiones y gastos que se agregan al flujo y también menores compras de
energía (en el entendido que las medidas de adaptación van a permitir morigerar la
pérdida de producción).
Para la monetización de la variación de las emisiones de GEI de cada central
se consideró un coeficiente de emisión obtenido en el estudio de cada sistema
nacional. El precio considerado fue de 20 U$S la ton evitada de CO2.
Impacto en los estudios de Caso
Conclusiones C3
Es el país de la región que actualmente presenta la mayor participación de
hidroelectricidad y tiene un importante potencial aún no explotado
La opción de buscar una expansión de energías renovables con un mayor
equilibrio entre hidroelectricidad y ERNC (escenario REN), parecería ser una
estrategia adecuada frente a las otras opciones.
Sin embargo, un importante aumento del precio del GNL puede restarle
competitividad frente a otras opciones.
En cuanto a sustentabilidad: en todos los escenarios la participación de las
fuentes renovables para generación eléctrica disminuiría, siendo sustituida por
fuentes de origen fósil. Consecuencia: menor autarquía, mayor vulnerabilidad
externa, más emisiones y menor renovabilidad de la matriz energética.
Consideraciones Finales: Costa Rica
Conclusiones C3
En este caso la alternativa REN parecería ser la de menor costo, aunque cabe
acotar que es bastante sensible al cambio del precio de la energía importada.
De todas formas, aun duplicando dicho precio, resulta competitiva respecto de las
demás alternativas.
En cuanto a sustentabilidad, El Salvador sería uno de los países más perjudicados
por el cambio climático en la región.
En cualquiera de los cuatro escenarios desarrollados la participación de las fuentes
renovables de generación eléctrica disminuiría, siendo sustituida por fuentes de
origen fósil, con el consiguiente impacto sobre el indicador de autarquía (y su
correlato en el sector externo), el de pureza relativa del uso de la energía y el de
uso de fuentes renovables. El impacto en El Salvador se espera que sea
significativamente mayor al de los otros países.
Consideraciones Finales: El Salvador
Conclusiones C3
Si bien actualmente la energía hidroeléctrica cubre un porcentaje relevante de la
generación, el potencial hidroeléctrico aún no explotado es muy significativo.
La opción de implementar una estrategia con las características del escenario
HID, aparecería como la más conveniente y robusta en relación a los análisis de
sensibilidad realizados.
Dependiendo de la estrategia de expansión de la generaciónque se implemente,
las fuentes renovables en Guatemala podrían aumentar o disminuir su
participación.
Aquellos escenarios (REF, INT2) que propendieran a una mayor utilización de
centrales térmicas con combustibles de origen fósil, verían disminuir sus
indicadores de autarquía (con su correspondiente efecto sobre en el sector
externo), de pureza relativa del uso de la energía y de uso de fuentes renovables.
Consideraciones Finales: Guatemala
Conclusiones C3
Actualmente el porcentaje de generación hidroeléctrica en la matriz de generación
es del 36%, pero el potencial hidroeléctrico aun no explotado es muy importante.
En este sentido, los resultados muestran que la opción por desarrollar el escenario
HID, parecería ser la más conveniente y robusta (sólo para la tasa más alta
compite desfavorablemente respecto de las otras opciones).
Atendiendo a las cuestiones relativas a la sustentabilidad, la situación de Honduras
es similar a la de los casos de Costa Rica y Panamá, aunque no de la misma
magnitud.
Consideraciones Finales: Honduras
Conclusiones C3
Si bien la alternativa de expansión según el escenario REF aparecería con
ventajas frente a las demás (sobre todo a tasas de descuento bajas), es el único
escenario que plantea la incorporación de Ciclos Combinados a GNL y por lo tanto
es muy sensible al precio del GNL.
Del mismo modo, los otros escenarios - cuya expansión se realiza esencialmente
con motores a fuel oil-, perderían competitividad frente a un alza en el precio de
dicho combustible.
En cuanto al análisis de sustentabilidad, salvo en el escenario REF, en todos los
demás escenarios analizados subiría la participación de las fuentes renovables.
Consideraciones Finales: Nicaragua
Conclusiones C3
La producción hidroeléctrica incide de forma muy significativa en su matriz de
generación y tiene un potencial importante de expansión.
En este contexto el escenario REN, que procura una expansión de las energías
renovables con un mayor equilibrio entre hidroelectricidad y Energías Renovables
No Convencionales (ERNC), parece ser una opción razonable.
Una vez realizados los análisis de sensibilidad, si bien este escenario se presenta
robusto frente a la variación de precio del GNL, es vulnerable frente a un aumento
del precio de la energía importada.
El escenario INT2 (que presenta una menor capacidad de interconexión y una
matriz de generación con mayor presencia del GNL y menor nivel de importaciones
que el escenario REF), se muestra ventajoso para tasas altas, pero es muy
vulnerable a un aumento del precio del GNL.
En cuanto a los indicadores de sustentabilidad, la situación es similar a la de Costa
Rica.
Consideraciones Finales: Panamá
Vulnerabilidad al cambio climático de los
sistemas de producción hidroeléctrica en
Centroamérica y sus opciones de adaptación
MUCHAS GRACIAS