COMPARACIÓN Y ANÁLISIS SOBRE LA IMPLEMENTACIÓN DE … · Aprovechamientos de Agua Fluyentes.....41. 6 viii. Central de Agua Fluyente ... 8.11.8 Reporte ... por ser el vapor de

1

COMPARACIÓN Y ANÁLISIS SOBRE LA IMPLEMENTACIÓN DE LOS MECANISMOS DE DESARROLLO LIMPIO (MDL) EN LAS PEQUEÑAS

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS SUBA, USAQUÉN Y VENTANA

KATHERINE SIERRA AMEZQUITA JOHN FREDY PINEDA RAMÍREZ

UNIVERSIDAD CATÓLICA DE COLOMBIA FACULTAD DE INGENIERÍA

PROGRAMA DE INGENIERÍA CIVIL MODALIDAD: TRABAJO DE INVESTIGACIÓN

BOGOTA D.C 2019

2

COMPARACIÓN Y ANÁLISIS SOBRE LA IMPLEMENTACIÓN DE LOS MECANISMOS DE DESARROLLO LIMPIO (MDL) EN LAS PEQUEÑAS

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS SUBA, USAQUÉN Y VENTANA

KATHERINE SIERRA AMEZQUITA JOHN FREDY PINEDA RAMÍREZ

Trabajo de Grado para optar al título de Ingeniero Civil

Director JESUS ERNESTO TORRES QUINTERO

Ingeniero civil

UNIVERSIDAD CATÓLICA DE COLOMBIA FACULTAD DE INGENIERÍA

PROGRAMA DE INGENIERÍA CIVIL MODALIDAD: TRABAJO DE INVESTIGACIÓN

BOGOTA D.C. 2019

3

4

Nota de aceptación

_______________________________________ _______________________________________ _______________________________________ _______________________________________ _______________________________________ _______________________________________ _______________________________________ _______________________________________ _______________________________________

______________________________________ Firma del presidente del jurado

______________________________________ Firma del jurado

_______________________________________ Firma del jurado

Bogotá, 28, octubre, 2019

5

Contenido

GLOSARIO .......................................................................................................................................14

1. INTRODUCCIÓN ....................................................................................................................18

2. ANTECEDENTES Y JUSTIFICACIÓN ...............................................................................19

2.1 Antecedentes .................................................................................................................19

2.2 Justificación ...................................................................................................................22

3. PLANTEAMIENTO Y FORMULACIÓN DEL PROBLEMA .............................................32

4. MARCO DE REFERENCIA ...................................................................................................34

4.1 MARCO TEÓRICO .........................................................................................................34

i. Energía renovable .................................................................................................35

ii. Centrales Hidroeléctricas ...................................................................................35

iii. Mecanismos de Desarrollo Limpio ...................................................................35

iv. Tipos de proyectos MDL .....................................................................................39

v. Quien puede realizar un proyecto MDL ...........................................................39

b. MARCO CONCEPTUAL ....................................................................................................39

i. Energía Hidráulica.................................................................................................39

ii. Energía Potencial ..................................................................................................40

iii. Energía Cinética ....................................................................................................40

iv. Energía de Presión ...............................................................................................40

v. Central Hidroeléctrica ..........................................................................................40

vi. Centrales Térmicas ...............................................................................................40

vii. Aprovechamientos de Agua Fluyentes ...........................................................41

6

viii. Central de Agua Fluyente ...................................................................................41

ix. Central de Pie de Presa .......................................................................................41

x. Central Hidroeléctrica en Canales De Riegos ...............................................41

xi. Centrales en sistemas de sustento de agua potable ..................................41

xii. Determinación del salto Neto .............................................................................42

xiii. Salto bruto ..............................................................................................................42

xiv. Salto útil ...................................................................................................................42

xv. Salto neto ................................................................................................................42

xvi. Pérdidas de carga .................................................................................................42

xvii. Caudal ......................................................................................................................43

xviii. Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL) ......................................................43

xix. Energía renovable .................................................................................................43

xx. Medio Ambiente .....................................................................................................43

xxi. Impacto Ambiental ................................................................................................43

xxii. Contaminación .......................................................................................................44

5. OBJETIVOS .............................................................................................................................45

5.1 General .............................................................................................................................45

5.2 Específicos .....................................................................................................................45

6. ALCANCES Y LIMITACIONES ............................................................................................46

6.1 ALCANCE ........................................................................................................................46

6.2 LIMITACIONES ...............................................................................................................46

7. METODOLOGÍA .....................................................................................................................47

7

7.1 Tipo de Estudio ..............................................................................................................47

8. DESARROLLO DE LA INVESTIGACIÓN SOBRE LAS PEQUEÑAS CENTRALES

HIDROELECTRICAS DE SUBA, USAQUEN Y VENTANA ....................................................48

8.1 Descripción general De las PCHs .............................................................................49

8.2 Localización de las Pchs.............................................................................................50

8.3 Metodologías aplicadas y líneas de base estandarizadas .................................52

8.4 Periodo de acreditación y duración .........................................................................52

8.5 Estructura operativa y administrativa .....................................................................53

8.5.1 Técnico de operación ...........................................................................................53

8.5.2 Operación comercial y mantenimiento ...........................................................53

8.5.3 Componente del desarrollo MDL ......................................................................53

8.6 Procedimientos para el aseguramiento de la calidad .........................................54

8.7 Contexto General ..........................................................................................................55

8.8 Actividad de las PCHs .................................................................................................57

8.9 Costo de Producción ...................................................................................................59

8.10 Emisiones de referencia ......................................................................................62

8.10.1 Reducción de Emisiones ....................................................................................63

8.10.2 Emisiones de referencia ......................................................................................64

8.10.3 Tecnología aplicada .............................................................................................64

8.10.4 Captura de agua (ingesta) ...................................................................................65

8.10.5 Dirección de agua desde el sistema de suministro de agua hasta el

proyecto...................................................................................................................................66

8.10.6 Generación de energía .........................................................................................68

8.10.7 Turbinas utilizadas en las PCH de Usaquén y Suba ....................................70

8.10.8 Transmisión de energía .......................................................................................74

8

8.11 Monitoreo Para las plantas de energía (Suba y Usaquén) .................................76

8.11.1 Cambios del plan de monitoreo registrado ........................................................78

8.11.2 Operación esperada .................................................................................................78

8.11.3 Operación Actual.......................................................................................................79

8.11.4 Agentes Responsables del Monitoreo ................................................................81

8.11.5 Medida ..........................................................................................................................81

8.11.6 Registro .......................................................................................................................82

8.11.7 Verificación .................................................................................................................82

8.11.8 Reporte ........................................................................................................................83

8.11.9 Cálculo de emisiones de línea de base o remociones netas de línea de base 86

8.11.10 Cálculo de emisiones del proyecto o remociones netas reales ...............86

8.11.11 Cálculo de emisiones de fuga ...........................................................................86

8.11.12 Normativa Ambiental ............................................................................................87

8.12. Formulación e implementación del componente de reducción en las

emisiones de GEI en las PCHs de Suba y Usaquén. .......................................................87

8.13. Ingresos obtenidos por la disminución en la emisión de gases de efecto

invernadero GEI en las PCHs de Suba y Usaquén...........................................................88

9. CONCLUSIONES ...............................................................................................................90

10. RECOMENDACIONES ..................................................................................................91

11. BIBLIOGRAFÍA ...............................................................................................................92

9

Contenido de Ilustración

Ilustración 1............................................................................................................ 20

Ilustración 2............................................................................................................ 21

Ilustración 3............................................................................................................ 21

Ilustración 4 ........................................................................................................... 24

Ilustración 5............................................................................................................ 25

Ilustración 6............................................................................................................ 25

Ilustración 7............................................................................................................ 29

Ilustración 8............................................................................................................ 38

Ilustración 9............................................................................................................ 51

Ilustración 10.......................................................................................................... 52

Ilustración 11.......................................................................................................... 54

Ilustración 12.......................................................................................................... 55

Ilustración 13.......................................................................................................... 58

Ilustración 14.......................................................................................................... 58

Ilustración 15.......................................................................................................... 67

Ilustración 16.......................................................................................................... 68

Ilustración 17.......................................................................................................... 70

Ilustración 18.......................................................................................................... 72

Ilustración 19.......................................................................................................... 73

Ilustración 20.......................................................................................................... 74

10

Ilustración 21.......................................................................................................... 75

Ilustración 22.......................................................................................................... 76

...............................................................................................................................................................

11

Contenido de Tablas

Tabla 1. .................................................................................................................. 24

Tabla 2 ................................................................................................................... 26

Tabla 3 ................................................................................................................... 28

Tabla 4 ................................................................................................................... 28

Tabla 5 ................................................................................................................... 30

Tabla 6 ................................................................................................................... 51

Tabla 7 ................................................................................................................... 56

Tabla 8 ................................................................................................................... 59

Tabla 9 ................................................................................................................... 60

Tabla 10 ................................................................................................................. 60

Tabla 11 ................................................................................................................. 61

Tabla 12 ................................................................................................................. 64

Tabla 13 ................................................................................................................. 69

Tabla 14. ................................................................................................................ 69

Tabla 15 ................................................................................................................. 79

Tabla 16 ................................................................................................................. 81

12

Tabla 17. ................................................................................................................ 83

Tabla 18 ................................................................................................................. 83

Tabla 19 ................................................................................................................. 85

Tabla 20. ................................................................................................................ 86

Tabla 21. ................................................................................................................ 88

Tabla 22 ................................................................................................................. 88

13

LISTA DE ANEXOS

ANEXO 1 diagrama general tunel alterno de usaquén y central hidroelectrica de santa ana

ANEXO 2. calculo de reduccion de emisiones de pequeñas centrales hidroelectricas de suba y usaquén eaab. ANEXO 3 calculo de factor de emisiones eaab. ANEXO 4. decreto 2028 de 2010

ANEXO 5. de ingresos obtenidos por la reducción de gases de efecto invernadero gei por año.

14

GLOSARIO

MECANISMOS DE DESARROLLO LIMPIO: Es un instrumento transformador basado en la reducción de emisiones que puede ser aprovechado en sectores como la industrial, energético, forestal, de residuos y de transporte en el ámbito nacional, que formen emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). PROTOCOLO DE KIOTO: es un protocolo de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), y un convenio internacional que tiene por objetivo reducir las emisiones de gases de efecto invernadero que produce el calentamiento global. Este protocolo ha generado una reducción de al menos un 5 %, de las emisiones de los gases durante los años de 2008-2012 en comparación con las emisiones de 1990. GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA: Se encarga de transformar alguna clase de energía (química, cinética, térmica, lumínica, nuclear, solar entre otras), en energía eléctrica. Para la generación industrial se acude a instalaciones denominadas centrales eléctricas, que producen alguna de las transformaciones citadas. Estas constituyen el primer escalón del sistema de abastecimiento eléctrico. La generación eléctrica se realiza, básicamente, mediante un generador eléctrico; si bien estos no difieren entre sí en cuanto a su principio de funcionamiento, varían en función a la forma en que se accionan. ENERGÍA RENOVABLE: Es la que se produce directamente de recursos conocidos como inagotables en los cuales está el Sol, el viento, los cuerpos de agua, la vegetación o el calor del interior de la Tierra. Estos recursos los encontramos en nuestro entorno, como ciclos naturales del planeta, haciendo que dispongamos de ellos permanentemente, este tipo de energías hoy en día se está viendo más utilizado, ya que generan un ambiente limpio, para la población y las futuras generaciones, en la actualidad las energías renovables ocupan aproximadamente el 20% del consumo mundial de electricidad. En el campo de las energías renovables encontramos: la Energía Solar, la Energía Hidráulica, la Energía Eólica, la Energía De Los Océanos, la Energía De La Biomasa y la Energía De La Geotermia (UPME). CENTRALES HIDROELÉCTRICAS: Son instalaciones que utiliza fuentes de energía hidráulica para proporcionar otra de tipo eléctrico que se genera por medio del movimiento del agua y se produce en energía eléctrica. Esto se logra construyendo represas o diques con saltos de agua, por lo general cambiando algún

15

curso de agua existente. Es frecuente que, con la construcción de una central hidroeléctrica, se inunden terrenos enormes y se alteren los ecosistemas acuáticos. ENERGÍA HIDRÁULICA: Ocasionada por el movimiento de las masas de agua. Movimiento alcanzado bien por la caída de corrientes de agua, debidas al ejercicio de la gravedad terrestre, o por los cambios de las mareas, cuyo origen radica el al gravitación lunar y solar. (EMGESA, 1998). ENERGÍA POTENCIAL: Elevación de la masa de líquido sobre un nivel de referencia. ENERGÍA CINÉTICA: Energía que se produce por el Movimiento del líquido. ENERGÍA DE PRESIÓN: Es la energía que por medio de un fluido puede producir un desplazamiento. CENTRAL HIDROELÉCTRICA: Las centrales hidroeléctricas son unas estructuras bastantes complicadas de obras hidráulicas, civiles, mecánicas y eléctricas que favorecen en el proceso de transformación de la energía hidráulica a la energía eléctrica. CENTRALES TÉRMICAS: Estas centrales por medio de la materia prima forman varios combustibles sólidos, el carbón mineral; líquidos, gas-oíl y feul-oil principalmente, obtenidos por la purificación del petróleo crudo y gaseoso, gas natural procedente de explotaciones carboníferas y petrolíferas primordialmente. Su lugar de emplazamiento depende tanto de la cercanía a un depósito de carbón o fábrica de petróleo, como de un gran conjunto de industrias. Las máquinas motrices utilizadas se denominan Turbinas de vapor, por ser el vapor de agua, obtenido en una caldera en cuyo hogar se verifica la combustión, el que tratado adecuadamente produce el giro del eje de dichas máquinas. Cuando en vez de vapor, el fluido que incide directamente sobre la turbina es gas; procedente de la combustión, destacadamente, del gas natural, gas de altos hornos, o aceite de petróleo destilado; la máquina motora se conoce como turbina de gas. (EMGESA, 1998). APROVECHAMIENTOS DE AGUA FLUYENTES: Son todas aquellas adaptaciones que no disponen de embalse ordenador importante, de forma que la central trabaja mientras el caudal que circula por el cauce del río es superior al

16

mínimo competente de las turbinas instaladas, y deja de funcionar cuando procede por debajo de ese valor. CENTRAL DE AGUA FLUYENTE: son aquellos aprovechamientos en el que se descamina parte del agua del río por medio de una toma, y a través de canales u orientaciones por medio se lleva hasta la central donde será turbinada. Una vez lograda la energía eléctrica el agua desviada es devuelta nuevamente al cauce del río. CENTRAL DE PIE DE PRESA: Es aquella que es mantenida por un conducto ya creada en el fondo, o por un sifón en caso de que no existiera ninguna toma de agua. CENTRAL HIDROELÉCTRICA EN CANAL DE RIEGO: Son Aquellas centrales hidroeléctricas que manejan el desnivel existente en el propio canal. Por medio de la instalación de una tubería obligada, paralela a la vía rápida del canal de riego, se produce el agua hasta la central hidroeléctrica, devolviéndole consecutivamente a su curso normal en canal, aunque existen las que aprovechan el desnivel existente entre el canal y el curso de un río cercano. La central hidroeléctrica en este caso se sitúa cerca al río y se turbinan las aguas excedentes en el canal. CENTRALES EN SISTEMAS DE ALIMENTACIÓN DE AGUA POTABLE: Estas centrales se encargan de la dirección de agua potable a una ciudad y se verifica con una tubería a presión que conduce el agua desde un embalse a la estación de tratamiento, en donde se encuentra un sistema de válvulas especialmente creadas para ello y se encargan de disipar la energía hidrostática. Está la posibilidad de reemplazar estas válvulas de disipación por una turbina que produce esa energía disipada, en energía eléctrica utilizable. Esta solución sobrelleva a la utilización de una, o varias válvulas de bypass para responder a la continuidad de suministro de agua en caso de pausa de la turbina. DETERMINACIÓN DEL SALTO NETO: Se encarga de desarrollar una magnitud esencial para el diseño de una minicentral hidroeléctrica. Este debe ser el máximo autorizado por la topografía del terreno, teniendo en cuenta los límites que marcan la afección al medio ambiente y la viabilidad económica de la inversión. SALTO BRUTO: Es la Altura que existe dentro del rango del punto de la toma de agua del azud y el punto de descarga del caudal turbinado al río.

17

SALTO ÚTIL: Es el desnivel que existe entre la superficie libre del agua en la cámara de carga y el nivel de desagüe en la turbina. SALTO NETO: Es lo opuesto entre el salto útil y las pérdidas de cargas que se producen a lo largo de todas las conducciones. Este es conocido como la máxima energía que se puede transformar en trabajo en el eje de la turbina. PÉRDIDAS DE CARGA: Son aquellas pérdidas por fricción del agua hacia las paredes del canal y en la tubería forzada, más las pérdidas producidas por turbulencia o por otros factores como el cambio de dirección el flujo, al pasar a través de una rejilla o de una válvula, etc. Se calculan como pérdidas de presión y se calculan mediante fórmulas derivadas de la dinámica de fluidos. CAUDAL: Se conoce como el volumen de agua que pasa por una parte dada en una determinada unidad de tiempo. El caudal se expresa por medio de las siguientes unidades: litros por segundo, litros por minuto, metros cúbicos por hora, metros cúbicos por día. La acción que produce el caudal comprende no solamente la medida de la velocidad del agua y el área de la sección de aforo de la corriente de agua sino también los subsiguientes cálculos necesarios (AguaMarket, 2016).

18

1. INTRODUCCIÓN

Para el desarrollo de esta investigación se tiene como objetivo principal la comparación de las nuevas pequeñas centrales hidroeléctricas ubicadas en el departamento de Cundinamarca específicamente en Bogotá, donde se tiene como propósito, la revisión y análisis de cada una de estas PCHs, además del análisis correspondiente a la ejecución de mecanismos de desarrollo limpio (MDL), el cual disminuye en gran medida el impacto ambiental producido por las pequeñas centrales hidroeléctricas (PCHs), ya que estos mecanismos evitan que se produzcan 35.241 toneladas de CO2 generados por el uso de combustibles fósiles como el carbón o los procedentes del petróleo. (El nuevo siglo, 2008). Las pequeñas centrales hidroeléctricas (PCHs) han tenido un gran crecimiento en nuestro país por el hecho de ser una fuente de energía renovable y no requiere de una alta inversión, como sí lo exigen otros proyectos de generación de energía. Como es bien sabido, la implementación de estos genera cierto impacto en la zona de operación, dichos impactos deben ser identificados desde el primer momento y hay que tener en cuenta las posibles consecuencias que puedan generar en el futuro, evitando desenlaces negativos como por ejemplo mayores esfuerzos monetarios, daños ambientales y afectaciones sobre la población cercana. Las PCHs también traen consigo impactos positivos como por ejemplo la generación de empleo, conexión de poblaciones alejadas a la red eléctrica, además de la generación de ingresos al municipio por medio de impuestos y beneficios sociales por parte de los desarrolladores del proyecto (Osorio Londoño, 2017). Por medio del presente proyecto se investigará, analizará y se explicará en qué consisten las pequeñas centrales hidroeléctricas (PCHs), cuáles son las características principales, los impactos generados en la zona y como los mecanismos de desarrollo limpio (MDL) promueven beneficios con su implementación dentro de las pequeñas centrales hidroeléctricas de suba, Usaquén y ventana.

19

2. ANTECEDENTES Y JUSTIFICACIÓN

2.1 Antecedentes

Las centrales hidroeléctricas Por años se han visto apreciadas como sinónimo de desarrollo. A finales del año 1889 Colombia puso en funcionamiento plantas hidroeléctricas en Bogotá, Bucaramanga y Cúcuta. En 1898 nace la primera PCH en la ciudad de santa marta, sin embargo, se tienen datos acerca de PCHs en pequeñas fincas. Hacia el año 1930 Colombia contaba con plantas hidroeléctricas que se desarrollaban por medio de filo de agua que proporcionaban un potencial de 45 MW. Entre los años de 1940-1960 fueron instaladas gran variedad de PCHs, para electrificar las pequeñas y medianas poblaciones correspondientes. El país se ve afectado por la crisis económica durante la década de los 70s, en donde se decide fortalecer la intervención de las fuentes no convencionales en los planes de esparcimiento en donde se ven incluida las PCHs. por tal razón se crean varios grupos de investigación en el tema, que, por falta de apoyo, muy pocos lograron consolidarse. El Gobierno Nacional y el Apoyo que se tiene de la cooperación técnica internacional emprendieron diversos trabajos para incrementar la colaboración para el desarrollo de las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas. Se emprendió diversos trabajos para fomentar la participación de las PCHs y a través del instituto colombiano de energía eléctrica (ICEL) se promovió la iniciación a un plan Nacional de pequeñas hidroeléctricas cuyos resultados fueron desalentadores (Consorcio Energético CORPOEMA, 2010). Durante las dificultades que sufrió el sector eléctrico, con el racionamiento en 1992, se abre de nuevo la posibilidad de desarrollar los proyectos que estuvieron estancados junto con la posibilidad de implementar otros nuevos, se afianza la financiación de proyectos, por medio de la ley 141 del 28 de junio de 1994, ley que le dio origen al Fondo Nacional de Regalías, en el cual se asignó un 15% de los recursos, para invertir en proyectos regionales que tuvieran que ver con temas en energización, con recursos provenientes de las regalías que reciben los departamentos y los municipios por la explotación de recursos no renovables como el carbón y el petróleo. Los países hispanos se han convertido en los principales distribuidores de proyectos MDL a nivel mundial, posteriormente de Asia, debido a que se han añadido a la mitigación del cambio climático dirección que viene de los países desarrollados quienes han dispuesto que personal gubernamental de los diferentes países o ciudades hayan diseñado políticas que apoyan el desarrollo consecuente de la

20

implementación del Protocolo de Kioto, asimismo de contar con sistemas de aceptación de proyectos MDL que funcionan propiciamente, sobresaliendo el aspecto y el interés de directivos empresariales en los establecimientos de promoción del MDL, lo que ha llevado a una mayor cooperación entre la industria y estos establecimientos. Se ha evaluado si los proyectos de PCH son viables para mitigar todo lo relacionado proveniente de las emisiones de gases de efecto invernadero. Al igual que las tecnologías de energía renovable, que incluyen a las PCH, es decir se está verificando si pueden favorecer a la sostenibilidad global a través de la reducción de GEI (BIRD, 2011; Mol, 2012). Sin embargo, los estudios en países en camino de desarrollo muestran que, si se invierte en tecnologías más eficientes, el uso racional de la energía y la sustitución de combustibles fósiles por renovables, reducen las emisiones de GEI. Ilustración 1: Proyectos MDL admitidos por la UNFCCC a nivel mundial.

Fuente: UNFCCC, 2013.

De acuerdo a los estudios desarrollados se muestra que las PCH representan una fuente de energía renovable, al promover la reducción de las emisiones de GEI, es probable que el mercado MDL sea una fuente de conformidad para su desarrollo (E. Lokey, 2009).

96 105261

1182

7170

10

3050 70 90

1

10

100

1000

10000

Europa yAsia Central

OrienteMedio

Africa AmericaLatina Asia y

Pacifico

Asia yPacifico

PROYECTOS MDL

proyectos MDL % participacion

21

Hasta el año 2013, se tenían patentados ante la UNFCCC 317 proyectos hidroeléctricos de diferentes países hispanos, de los cuales el 8,52% fueron presentados por Colombia (Forest Trends Association, 2013)

Ilustración 2: Proyectos hidroeléctricos patentados ante la UNFCCC en América.

Fuente: UNFCCC, 2013.

Ilustración 3 Proyectos hidroeléctricos inscritos ante la UNFCCC en Colombia

Fuente: UNFCCC, 2013

111

41 4027 23 19 18 14 10 5 3 2 2 1 1 1

0

20

40

60

80

100

120

Numeros de Proyectos Hidroelectricos

48%

15%

11%

7%

3%4%

4%4%4%

% Participación

Antioquia

Cauca

Santander

Tolima

Bogota

Boyaca

Caldas

Cundinamarca

Risaralda

22

de acuerdo a la ilustración anterior se demuestra que el principal participante de estos proyectos hidroeléctricos en temas de MDL de la región es Antioquia, este maneja la delantera pues manejan grandes obras las cuales son proyectos que generalmente reducen importantes cantidades de emisiones, lo que ayuda a contar con ingresos importantes por su producción y definir los costos de transacción de la operación MDL (Barros & Tiago Filho, 2012). Además, es demasiado sencillo calcular la cantidad de emisiones que se reducirían, así como implantar el plan de monitoreo y verificación. Estos proyectos de centrales hidroeléctricas, específicamente en los proyectos de generación eléctrica interconectados a las redes eléctricas nacionales (como la mayoría de los eólicos), cuentan con procesos desarrollados principalmente por el Banco Mundial para establecer su ejecución de asignación al sistema (Eguren, 2004).

2.2 Justificación Los grandes impactos ocasionados por la construcción y la operación de las centrales hidroeléctricas han producidos grandes repercusiones en temas económico, social, productivo y sobre todo ambiental, el cual ha sido un tema de gran importancia para que diferentes países adopten medidas de prevención en los proyectos de hidroeléctricas con el objetivo de disminuir o mitigar los impactos que estos se generan esto con el fin de obtener un análisis más detallado de las posibles afectaciones. Colombia es un país que, gracias a su zona geográfica, pluviosidad y recurso hídrico maneja un potencial en donde se desarrolla este tipo de macro proyectos de ingeniería. La generación eléctrica de Colombia abarca, aproximadamente un 70 %, de ellas, el 30% restante se genera a partir de los combustibles fósiles, cuyas reservas se están agotando rápidamente. Es importante reconocer que éste es un concepto que ha ido evolucionando con el pasar del tiempo no solo en Colombia sino en el mundo. Por tal las termoeléctricas se han visto reemplazadas por estas obras pues su operación es más económica y pueden abastecer energía de gran nivel, se puede decir que manejan un potencial de generar bajas emisiones de gases contaminantes que ocasionan efecto invernadero, es así como Bogotá cuenta con tres pequeñas hidroeléctricas que opera el acueducto las cuales permitirá reducir la emisión de cerca de 3.240 toneladas de dióxido de carbono anual. El protocolo de Kioto fue establecido por medio de la Ley 629 de 200, aprobada consistente con la Constitución por decisión C-860 de abril 15 de 2001. Los primeros, requerimientos, criterios y procedimientos para la aceptación nacional fueron desarrollados por el MAVDT por medio de las Resoluciones 453 y 454 de

23

2004. El 28 de septiembre del año 2018, se presentó una reunión de los representantes nacionales que trabajan en la puesta de los mecanismos de desarrollo limpio MDL pactados en la firma del protocolo de Kioto, donde se han registrado miles de proyectos con mecanismos de desarrollo limpio y donde se pide una mayor promoción de estos mecanismos y de esta manera poder obtener el uso continuo de los mismos en respuesta a las necesidades planteadas por las autoridades del cambio climático internacional. También es muy importante tener en cuenta que la introducción de los mecanismos de desarrollo limpio MDL, representan un beneficio económico importante, ya que los proyectos que implementen los MDL reciben un crédito comercializable por cada tonelada de CO2 que logran reducir o evitar y esto ha llevado a un incremento significativo de los proyectos que implementan los MDL en los países que se encuentran en vías de desarrollo, los cuales han registrado hasta la fecha casi dos mil millones de reducciones certificadas de emisiones (RCE) en ciento once países con más de ocho mil cien proyectos. (United Nations climate change). A pesar de estas importantes cifras, aún hay una baja demanda e interés en estos mecanismos como lo dice el presidente de la junta ejecutiva del MDL. “A pesar de la baja demanda, todavía hay bastante interés en el MDL, y cada vez hay más oportunidades nuevas” (Arthur Rolle, presidente de la Junta Ejecutiva del MDL). “Los logros y la contribución del MDL han demostrado su potencial como una herramienta exitosa para movilizar fondos en la acción climática, y como un motor para el incremento del desarrollo sostenible y existen esfuerzos en curso para aumentar la demanda del MDL y las reducciones certificadas de emisiones en los mercados voluntarios y de cumplimiento, y mejorar su contribución para cerrar la brecha de emisiones antes de 2020”. (Ovais Sarmad, Secretario Ejecutivo Adjunto de ONU Cambio Climático). Esto nos lleva a concluir que los mecanismos de desarrollo limpio MDL son una opción muy importante para el desarrollo de un país como Colombia, ya que abre las puertas a un avance tecnológico y ambiental, además de que representa también un beneficio económico importante. El MDL fomenta a los países como en el caso de los que están dentro del Anexo I de la Convención Marco de Naciones Unidas acerca del Cambio Climático (CMNUCC) a desarrollar Certificados de Reducción de Emisiones (CERs), los cuales pueden ser adquiridos por las diferentes empresas y gobiernos de países industrializados y/o entidades internacionales a fin de dar el respectivo cumplimiento de metas en la reducción de emisiones llegando a crear proyectos de MDL desarrollados por el Centro RISOE de Energía, Clima y Desarrollo Sostenible del Programa de Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA), 4.685 en donde se han presentado a la fecha (octubre de 2012) y a nivel mundial y un número significativo en el proceso de validación y registro (4.107 proyectos).

24

El principal país a nivel mundial dentro del MDL es China (quien con 2.363 proyectos aprobadas con el 50% del total) le sigue India (quien tiene el 19%, con 908 Proyectos aceptados para esa misma fecha). América Latina y el Caribe (LAC) tienen incluidos aproximadamente 629 proyectos (13% del total). Si estos proyectos se realizan en su totalidad, se requerirán inversiones con un costo de más de USD 10 mil millones, los países de Latinoamérica y caribe se ubican en el segundo lugar del mundo, con una diferencia bastante amplia de la actividad generadora que produce Asia (tiene el 80% en proyectos). Tabla 1- Proyectos registrados y kCERs2012 por zona.

Región cantidad de proyectos registrados 2012 kcers

Asia - Pacifico 3.871

316.347

América Latina y el Caribe 629

1.774.829

Europa y Asia Central 42

18.672

África 94

63.235

Medio Oriente 49

30.854

Total 4.685

2.203.937

Fuente: Base a datos de UNEP RISOE CDM Pipeline

Ilustración 4 - proyectos registrados por continente %.


Asia -Pacifico

83%

America Latina y el

Caribe13%

Europa y Asia Central

1%

Africa2%

Medio Oriente

1%

CANTIDAD DE PROYECTOS REGISTRADOS %

25

Ilustración 5 Total de proyectos presentados por país - LAC


Ilustración 6- Reducción de emisiones kCERs2012 por país - LAC

Fuente: Elaboración propia en base a datos de UNEP RISOE CDM Pipeline

Mexico 18%

Brasil35%

Chile10%

Colombia8%

Peru5%

Argentina4%

Ecuador4%

Honduras3%

Panama3%

Uruguay3%

Guatemala2%

Republica Dominicana

1% Otros4%

CANTIDAD DE PROYECTOS REGISTRADOS

Mexico ; 60.385

Brasil; 157.084

Chile; 32.518

Colombia; 22.170

Peru; 13.668

Argentina; 30.078

Ecuador; 8.420

Honduras; 3.273

Panama; 3.957

Uruguay; 2.152

Guatemala; 6.502 Republica

Dominicana; 1.522 Otros; 16.455

REDUCCION DE EMISIONES KCERS 2012

26

En Colombia el porcentaje (%) de la cantidad de proyectos registrados es del 8% ocupando el cuarto país de América latina.

Tabla 2 proyectos presentados y kCERs 2012 por tipo – LAC

Tipo Tipo, de proyectos kCER2012

Hidro 328

27 %

48.380

14%

Metano evitado 231

19 %

44.064

12%

Eólicos 193

16 %

18.760

5%

Gas de relleno sanitario 156

13 %

107.805

30%

Energía de Biomasa 153

12 %

32.316

9%

Reforestación 19

2 %

8.680

2%

W Solar 17

1 %

41

1%

Eficiencia energética oferta 16

1 %

5.517

1%

Cambio de combustible fósil

15

1 %

3.253

1%

Transporte 15

1 %

2.869

1%

N2O 14

1 %

45.090

13%

Eficiencia energética auto generación

12

1 %

3.418

1%

Fugitivas 10

1 %

1.711

0%

Geotermia 7

1 %

3.746

0%

Forestación 5

1 %

3.422

1%

Distribución de energía 5

1 %

962

0%

Uso de CO2 4

-

240

0%

27

Continuación tabla 2

PFCs y SF6 4

-

1.497

0%

HFCs 2

-

21.479

6%

Cemento 1

-

8

0%

Metano de mina de carbón 1

-

2.196

1%

Eficiencia energética Hogares

1

-

862

0%

Total 1.225

100 %

358.182

100%


En la tabla se recalcan los valores que les correspondientes a los respectivos proyectos son los siguientes: hidroeléctricos (27% sobre total de proyectos y 14% sobre total de emisiones), energía eólica (16%/5%) y de biomasa (12%/9%). Por otro lado, el sector que maneja los residuos (landfill gas + methane avoidance de acuerdo a la terminología del UNEP RISOE CDM Pipeline) obtiene el 32% de los proyectos y el 42% de la reducción de emisiones, La eficaz rama energética en el sector residencial, industrial, sector energético y servicios representan el 3% del total de todos los proyectos y el 4% del total en la mitigación de emisiones. Los proyectos de mitigación de emisiones que involucran gases de alto potencial de calentamiento global (HFCs, N2O, PFC y SF6), éstos abarcan el 1% del total de proyectos de las centrales eléctricas, pero representan el 19% de la reducción total en la producción emisiones. y por último se muestra los proyectos de cambio de combustibles fósiles los cuales representan el 1% de los proyectos y el 1% de la reducción de emisiones correspondiente al año 2012. Existen varios tipos de período de crédito (fijo o renovable) en los proyectos. Este periodo corresponde al momento el cual se demuestra las reducciones de Emisiones por tal son certificados y generadas por un proyecto de MDL quienes representan una línea de base, con el objetivo de emitir las certificaciones (CERs) correspondientes. El período de financiación es otorgado por los proponentes de los proyectos quienes corresponden a lo siguiente:

● un período de 7 años renovable hasta dos veces. ● un único período de 10 años.

.

28

El 61% de los proyectos que están dentro del desarrollo involucran períodos flexibles, mientras que casi el 80% de los proyectos en validación ha aceptado esta modalidad. Esto muestra una acogida grande hacia la adopción de períodos de financiación renovable. Tabla 3- Tipo de etapa de crédito seleccionado por proyecto – LAC

Etapa de crédito Proyectos Registrados

Proyectos en validación

Total

MDL

Renovable 385 464 849

Fijo 230 123 353

MDL 0

Forestales Renovable

6 7 13

Fijo 8 2 10

Total 629 596 1225


Tabla 4– CERs Ejecutados y Deseables (octubre de 2012) de proyectos inscritos

País kCERs Ejecutados

kCERs deseables

Porcentaje de éxito

Brasil 71.839

82.295

87 %

México 16.591

24.409

68 %

Chile 10.038

12.544

80 %

Argentina 9.503

16.780

56 %

Colombia 3.503

5.932

59 %

Perú 1.803

2.262

80 %

Bolivia 1.421

1.228

116 %

El Salvador 1.398

1.631

86 %

Ecuador 1.363

1.822

75 %

29


Guatemala 1.286

1.341

96 %

Nicaragua 838

1.896

44 %

Honduras 774

951

81 %

Costa Rica 521

380

137 %

Cuba 380

609

62 %

Jamaica 260

315

82 %

Panamá 160

251

64 %

República Dominicana

53

394

14 %

Uruguay 41

40

102 %

Total, LAC 121.772

155.080

78 %


Ilustración 7– CERs Ejecutados y Deseables (octubre de 2012) de proyectos inscritos


87 68 80

56 59 80

116 86 75

96

44 81

137

62 82 64

14

102

- 20 40 60 80

100 120 140 160

Porcentaje de éxito

30

Se observa como los proyectos MDL han tenido gran acogida en los países de Latinoamérica teniendo un éxito del 78%, Colombia se encuentro dentro con un porcentaje de éxito del 59%. También se establecen los parámetros que calculan el tiempo que se ha obtenido entre la fecha de registro del proyecto y la fecha de la primera emisión de certificados de emisiones. Entre los países más abarcan la reducción de emisiones se observan a Guyana como el país que más retrasos tiene, lo contrario a las Bahamas que es el país con menos retrasos. Colombia representa demoras de 23 meses al igual que Brasil, Uruguay, Argentina y Honduras como se muestra en la siguiente tabla.

Tabla 5- Retardo promedio en la emisión de CERs - LAC

País Retardo promedio de la emisión de CERs [Meses]

Bahamas 3,1

Jamaica 7,7

República Dominicana 9,5

Nicaragua 15,4

Cuba 19,0

Ecuador 21,7

Guatemala 22,6

Colombia 23,2

Brasil 23,4

Uruguay 23,8

Argentina 23,8

Honduras 23,9

Perú 24,4

Chile 26,7

Paraguay 29,7

Costa Rica 35,5

El Salvador 37,8

Panamá 38,3

Bolivia 42,5

México 42,7

Guyana 53,8

Promedio LAC 26,1


31

Bogotá se considera como una ciudad pionera en la producción de mecanismos limpios y amables, en donde se aprovecha el agua potable proveniente de la represa Chingaza para generar energía sin tener que utilizar elementos como el gas natural o fósil que afecta el país y el mundo entero. Según la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen) manejan en la actualidad la capacidad de producción del país el cual ronda los 19.000 megavatios y el objetivo nacional es garantizar la producción energética necesaria para el desarrollo de Colombia. Esta investigación tiene el propósito de hacer una comparación metodológica para la implementación de los mecanismos de desarrollo limpio (MDL),lo cual permitirá tener en cuenta el aprovechamiento de la energía con las pequeñas hidroeléctricas de generación, las cuales no afectan la calidad del servicio que se presta a la ciudad sino todo lo contrario se obtiene en cambio beneficios ambientales que contribuyen a la sustitución de fuentes contaminantes de generación de energía” (administración distrital). Se calificará los riesgos ambientales y sociales para así poder formular y evaluar las posibles alternativas, proponiendo una metodología basada en el protocolo de Kioto. La ejecución de este trabajo de investigación es de gran importancia a nivel ambiental, económico y social, debido a que brinda una propuesta comparativa y analítica que permite conocer el desarrollo de estos proyectos teniendo en cuenta las medidas necesarias para disminuir la probabilidad de los daños y del área de influencia directa e indirecta. Esto nos permitirá realizar un énfasis en los aspectos ambientales que pasan en la realidad de nuestro país y el resto del mundo, para poder tener la capacidad de tomar decisiones y plantear nuevas alternativas más precisas para promover el desarrollo sin dejar de lado la tan esencial dimensión ambiental.

32

3. PLANTEAMIENTO Y FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

Colombia es un país que cuenta con una amplia variedad de recursos naturales y como es bien sabido, el recurso hídrico colombiano es uno de los más importantes a nivel mundial, que es capaz de satisfacer la gran mayoría de la demanda presentada en el territorio nacional como lo es por ejemplo la generación de energía y en la magnitud de su oferta hídrica se puede decir que Colombia es un gran productor de energía, además de contar con grandes centrales hidroeléctricas como lo es la central hidroeléctrica de Chivor, la central hidroeléctrica Jaguas, Proyecto hidroeléctrico playas, central hidroeléctrica San Carlos etc., (NOGUERA CHAPARRO, 2016). Es innegable que Colombia se ha visto afectada por grandes fenómenos naturales como lo fue el fenómeno del niño en el 2016, el cual llevó a poner sobre la mesa la amenaza de apagón. (Clavijo, 2016), esta amenaza llevó a recordar la falencia vivida en el año de 1992 a 1993, dado que en estos años se vivió la mayor falencia energética, la cual dejó en evidencia las fallas del sistema eléctrico del país como consecuencia de la dependencia de Colombia hacia las hidroeléctricas y sus represas. (Colprensa, 2012). Estos problemas dieron paso a la implementación de PCHs y de esta manera no depender de los embalses a nivel nacional, por lo cual el Instituto colombiano de energía eléctrica (ICEL) y el instituto de ciencias nucleares y energías alternativas (INEA) activaron sus proyectos de PCH, las cuales tenían una capacidad de generación de energía de 20 MW en las regiones de Nariño, Cauca, La Guajira y Meta (Ministerio de Minas y Energía, 1997). Es importante definir que una PCH es un proyecto que por medio de energía hidráulica genera electricidad hasta de 20 MW o 5000 KW, a través del movimiento de una turbina o generador de energía. Como cualquier tipo de estos proyectos, generan impactos ambientales, sociales, culturales y económicos en la zona de implementación del mismo, pero actualmente se han ido implementando ciertos mecanismos para la reducción o captura de emisiones producidas por este tipo de proyectos, estos mecanismos son llamados Mecanismos de desarrollo Limpio (MDL).

33

Las pequeñas centrales hidroeléctricas de Suba, Usaquén y Ventana han implementado los mecanismos MDL en sus procesos, los cuales serán el centro de investigación de este proyecto, lo anterior genera la siguiente pregunta: ¿Logran estos mecanismos de desarrollo limpio MDL implementados en las pequeñas centrales hidroeléctricas de Suba, Usaquén y Ventana reducir de manera efectiva la emisión de gases de efecto invernadero y cumplen con la normatividad vigente?

34

4. MARCO DE REFERENCIA

4.1 MARCO TEÓRICO La energía hidroeléctrica se encarga de generar energía limpia y renovable reconocida mundialmente la cual es considerada como uno de los temas más importantes para el abastecimiento energético a escala mundial. Debido a la alta demanda energética y el cambio climático global, muchos países han optado por el desarrollo de la energía hidroeléctrica al expandir sus sectores energéticos. Estas tienen una tecnología madura y son económicamente viable, con un impacto ambiental mínimo. Las pequeñas centrales hidroeléctricas han contribuido en gran medida a solucionar el problema de la electrificación rural, generando una mejoría en la calidad de vida y de las condiciones de producción, ha impulsado el desarrollo económico rural y la reducción del margen de pobreza y de las emisiones. Así mismo, es una industria eficiente desde el punto de vista económico, muy eficazmente aceptada por la comunidad internacional y, en especial, por los países en vías de desarrollo. (CHEN Lei, Ministro de Recursos Hídricos). En Colombia las hidroeléctricas son una fuente energética muy importante. Es así como El potencial hidroeléctrico estimado es de 93 GW, con unos 25GW adicionales de centrales mini hidráulicas. Las centrales hidroeléctricas emplean una gran fuerza de presión con la cual viene el agua potable. Para el caso de suba, Usaquén y ventana su línea proviene de la planta Wiener ubicada en el municipio de la calera. Esta central además de reducir la presión y entregar el agua potable al usuario en condiciones de presión adecuadas, permite generar energía y entregarla a la red interconectada nacional para su comercialización. Es un proyecto que tiene un doble impacto en términos de beneficio ambiental, ya que se aprovecha la carga hidráulica disponible en diferentes puntos de la red de acueducto, haciendo un uso eficiente del recurso natural del agua, y, al generar energía de esta manera, generar menos emisiones de gases de efecto invernadero a la atmósfera, que son los que causan el calentamiento global que está afectando al planeta y que, en el caso colombiano, hace altamente vulnerables a los páramos, zonas que se afectarían entre el 90% y el 100% ante la eventual duplicación de los niveles de dióxido de carbono en la atmósfera”, (Alberto Merlano, gerente de la EAB). En el mundo se está presentando un gran cambio climático, que tiene como principal fuente a las emisiones de gases de efecto invernadero y de CO2.

35

Para este hecho el protocolo de Kioto propone los mecanismos de desarrollo limpio MDL, que es un acuerdo establecido en el artículo 12 el cual permite a los gobiernos de los países industrializados y a las empresas suscribir acuerdos para cumplir con la meta de reducción de estos gases de efecto invernadero (GEI), y permite invertir también en proyectos que disminuyan la producción de estos gases en países en vías de desarrollo, obteniendo de esta manera unos mejores costos que en sus mercados.

i. Energía renovable Es la que se aprovecha directamente de recursos considerados inagotables como el Sol, el viento, los cuerpos de agua, la vegetación o el calor del interior de la Tierra. Estos recursos los encontramos en nuestro entorno, como ciclos naturales del planeta, haciendo que dispongamos de ellos permanentemente, este tipo de energías hoy en día se está viendo más utilizado, ya que generan un ambiente limpio, para nosotros y las futuras generaciones Actualmente las energías renovables cubren cerca del 20% del consumo mundial de electricidad. Dentro de las energías renovables encontramos: la Energía Solar, la Energía Hidráulica, la Energía Eólica, la Energía De Los Océanos, la Energía De La Biomasa y la Energía De La Geotermia (UPME).

ii. Centrales Hidroeléctricas Son instalaciones que aprovechan las fuentes de energía hidráulica para generar otro de tipo eléctrico que se genera por medio del movimiento del agua y se la transforma en energía eléctrica. Esto se crea con la construcción de grandes represas o diques con saltos de agua, por lo general modificando algún curso de agua existente. Es habitual que, con la construcción de una central hidroeléctrica, se inunden terrenos enormes y se alteren los ecosistemas acuáticos.

iii. Mecanismos de Desarrollo Limpio Es una implementación muy innovadora creado en el mercado para garantizar la reducción de emisiones que puede ser aplicado en varios sectores como el industrial, energético, forestal, de residuos y de transporte en el ámbito nacional, que generen emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).

36

En Colombia se aprobó con la ley 629 del 2000 por el congreso de la república y el entonces Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial, hoy Ministerio de Ambiente y Desarrollo sostenible fue designado como Autoridad Nacional Designada (Designed National Authority – DNA por sus siglas en Ingles) para el MDL, mediante la nota consular del 22 de mayo de 2002, radicada DM/VAM/CAA 19335 del Ministerio de Relaciones Exteriores, dirigida a la Secretaria de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático. Los MDL desarrollan una metodología para la reducción de costos para los países industrializados, al mismo tiempo que permiten la transferencia de nuevas tecnologías limpias a los países que están en pleno desarrollo y reciben de esta manera las reducciones certificadas RCE. Los proyectos MDL permiten entonces a los países industrializados o desarrollados cumplir sus metas de reducción de gases de efecto invernadero (GEI) en países en vías de desarrollo como lo es el caso de Colombia y de esta manera disminuir costos y cumplir con las metas propuestas en el protocolo de Kioto. Esto ocurre puesto que países ajenos pueden implementar proyectos MDL, siempre y cuando se apruebe. Esto representa importantes beneficios para ambas partes: Primero porque los países desarrollados pueden reducir en gran parte sus costos, alcanzando los índices significativos de reducción, y segundo, porque permite la integración de tecnologías limpias en los países en vías de desarrollo. Para evaluar la posible implementación de un proyecto MDL en cualquier país, la Convención Marco de Naciones Unidas sobre Cambio Climático (UNFCCC), entre cuyo objetivo es garantizar que la población en general tome la conciencia pública sobre los problemas que provoca el calentamiento global, exige una serie de procedimientos que se resumen en la elaboración de un informe con una completa descripción del proyecto, explicitando una serie de datos tanto cualitativos como cuantitativos. Una vez finalizado, dicho informe se presenta a la entidad antes mencionada, la cual realiza el proceso de corrección y validación del proyecto. Los informes tienen una determinada estructura y existen pautas de ayuda para desarrollarlos. Los campos que deben completar los desarrolladores del proyecto se presentan a continuación:

● Descripción general del proyecto: Incluye el nombre del proyecto, su descripción, los participantes, descripciones técnicas, estimaciones de la reducción de emisiones de CO2 debido al proyecto, etc.

37

● Aplicación de una metodología de línea base y monitoreo: Definición de la metodología que utilizaría el proyecto como base para operar. Incluye definir las fronteras de este, los posibles escenarios que puedan presentarse y cómo afectan al proyecto, la metodología utilizada para estimar la reducción de emisiones de CO2 (propuesta por la UNFCCC), etc.

● Duración del proyecto / período de acreditación: Incluye fecha de inicio

del proyecto, su vida útil, el período de acreditación, etc.

● Impactos ambientales: De ser necesario, se presenta la documentación sobre el análisis de los impactos del proyecto sobre el medioambiente. En caso de ser significativos, se debe profundizar más en el tema.

● Comentarios de los participantes: Resumen de los principales

comentarios recibidos por parte de los interesados, explicación del cómo se resolvieron determinados conflictos, nombrar las instituciones participantes, etc.

¿Dónde Surgieron? Nace del Protocolo de Kioto negociado y adoptado durante la Tercera Conferencia de las Partes (COP 3) de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) de 1997, el cual, busca comprometer a los países industrializados a estabilizar las emisiones de gases de efecto invernadero. ¿Cómo funcionan? Funciona por medio se implementaciones y acuerdos de países con compromisos de reducción de emisiones que no lo tienen. Los países donde se realizan los proyectos se benefician de la transferencia de tecnología, los flujos de capital de inversión para proyectos de mitigación y los resultados que estos ofrecen para las políticas de desarrollo sustentable. Los mecanismos de desarrollo limpio conceden los bonos llamados CERs a los países que trabajen en proyectos para la reducción de emisiones de GEI bonos que pueden ser vendidos a empresas que tienen "permiso" para emitir más GEI del autorizado y que pueden también ser comercializados en bolsa de valores como 'bonos de carbono' (PNUMA & UNFCCC, 2002).

38

El mercado del dióxido de carbono (CO2) no incentiva la producción de GEI por encima del límite establecido, sino que admite que las empresas que exceden dicho límite puedan adquirir cuotas de reducción de GEI de aquellas empresas cuyas emisiones se ajustan a los mínimos definidos. Por tal motivo se "premia" la eficiencia ambiental y "castiga" a las empresas con mayor irresponsabilidad en cuanto a cantidad de emisiones. Una planta de generación de electricidad basada en combustibles fósiles es una de las instalaciones más contaminantes al generar CO2 y por esa razón, se le utiliza como patrón de comparación. De acuerdo a lo anterior mencionado, un proyecto que produzca o utilice energía limpia mantendrá la emisión de carbono en forma proporcional a la cantidad generada por dicha planta. Bajo esta premisa, las pequeñas centrales hidroeléctricas son consideradas como energía renovable con cero emisiones de GEI (Martins, Seiffert, & Dziedzic, 2013; Zhou, Zhang, & Liu, 2009). Los Estados miembros del Protocolo de Kioto suelen establecer Planes Nacionales de Asignación (PNA) en donde se forman límites de emisiones para sus empresas. Las empresas pueden comprar y vender cuotas de reducción de GEI, de acuerdo a sus necesidades, en donde se hace un estudio estadístico evidenciando a fin de año una reducción de contaminación equivalente a las emisiones por encima del límite establecido. Demostrando que es más beneficioso reducir las emisiones con inversiones en tecnología limpia en los países en vía de desarrollo, que cambiar las condiciones existentes de las industrias (contaminantes) en los países desarrollados. Por lo tanto, se ha creado una sucesión de oportunidades para países como Colombia, ya que permite implementar proyectos MDL a partir de los cuales se originen CERs en donde se forman ingresos adicionales en los que se proceden determinados proyectos de inversión, permitiendo además acceder a tecnología amigable con el medio ambiente. Ilustración 8- Funcionamiento del Mecanismo de Desarrollo Limpio

Fuente. PNUMA & UNFCCC, 2002

39

La figura 2 ilustra el funcionamiento del mercado de carbono. La "Parte No incluida en el Anexo I" corresponde a los países en vía de desarrollo que tienen un nivel de emisiones de GEI antes de participar en el mercado. Al hacer inversiones en tecnologías limpias, estos países reducen sus niveles de GEI y, posteriormente, pueden venderlos como CERs a los países "Parte del Anexo I" que necesitan cumplir con su cuota de reducción de emisiones.

iv. Tipos de proyectos MDL Los proyectos MDL se han clasificado en proyectos de gran escala y de pequeña escala y también se pueden reconocer los proyectos que pertenecen al sector energía y no energía, en los casos del sector de no energía se identifican las actividades de proyectos de forestación y de reforestación. No entran bajo MDL proyectos de manejo de bosques, conservación de bosques, deforestación evitada, ni labranza cero, manejo de fertilizantes, sumideros agrícolas, entre otros. Los proyectos de forestación y reforestación han tenido más dificultad en su desarrollo ya que es complicado establecer los protocolos de manejo y monitoreo, por lo cual este tipo de proyectos MDL son diferentes a los demás, ya que estos proyectos pretenden la captura de las emisiones de carbón en vez de la reducción de las mismas, por lo que es necesario la creación de un rubro especializado para este tipo de actividades que sean capaces del control y del monitoreo de estos proyectos.

v. Quien puede realizar un proyecto MDL Cualquier persona natural o jurídica puede ser proponente de proyectos. No obstante, el desarrollo del mismo no está exento de complejidades y su tramitación requiere de cierto conocimiento detallado para cumplir las exigencias, demostrar su elegibilidad y adicionalidad. Existen hoy en el mercado diversas empresas facilitadoras o desarrolladoras de proyectos.

b. MARCO CONCEPTUAL

i. Energía Hidráulica Producida por el movimiento de las masas de agua. Movimiento logrado bien por la caída de corrientes de agua, debidas a la acción de la gravedad terrestre, o por la

40

subida y bajas de las mareas, cuyo origen radica el al gravitación lunar y solar. (EMGESA, 1998)

ii. Energía Potencial Elevación de la masa de líquido sobre un nivel de referencia.

iii. Energía Cinética Energía que ocurre por el Movimiento del líquido.

iv. Energía de Presión

La energía interna del fluido que puede producir un desplazamiento

v. Central Hidroeléctrica Las centrales hidroeléctricas son un complejo de obras hidráulicas, civiles, mecánicas y eléctricas que contribuyen en el proceso de transformación de la energía hidráulica a la energía eléctrica.

vi. Centrales Térmicas En estas la materia prima la constituyen diversos combustibles sólidos, el carbón mineral; líquidos, gas-oíl y feul-oil principalmente, obtenidos por la refinación del petróleo crudo; y gaseoso, gas natural procedente de explotaciones carboníferas y petrolíferas primordialmente. Su lugar de emplazamiento depende tanto de la cercanía a un yacimiento de carbón o refinería de petróleo, como de un gran conjunto de industrias. Las máquinas motrices utilizadas se denominan Turbinas de vapor, por ser el vapor de agua, obtenido en una caldera en cuyo hogar se verifica la combustión, el que tratado adecuadamente produce el giro del eje de dichas máquinas. Cuando en vez de vapor, el fluido que incide directamente sobre la turbina es gas; procedente de la combustión, preferentemente, del gas natural, gas de altos hornos, o aceite de petróleo destilado; la máquina motora se conoce como turbina de gas. (EMGESA, 1998).

41

vii. Aprovechamientos de Agua Fluyentes Son aquellos aprovechamientos que no disponen de embalse regulador importante, de modo que la central trabaja mientras el caudal que circula por el cauce del río es superior al mínimo técnico de las turbinas instaladas, y deja de funcionar cuando desciende por debajo de ese valor.

viii. Central de Agua Fluyente Es aquel aprovechamiento en el que se desvía parte del agua del río mediante una toma, y a través de canales o conducciones se lleva hasta la central donde será turbinada. Una vez obtenida la energía eléctrica el agua desviada es devuelta nuevamente al cauce del río.

ix. Central de Pie de Presa

Es alimentada por un conducto existente en el fondo, o por un sifón en caso de que no existiese ninguna toma de agua

x. Central Hidroeléctrica en Canales De Riegos

Son Aquellas que utilizan el desnivel existente en el propio canal. Mediante la instalación de una tubería forzada, paralela a la vía rápida del canal de riego, se conduce el agua hasta la central, devolviéndole posteriormente a su curso normal en canal, aunque existen las que aprovechan el desnivel existente entre el canal y el curso de un río cercano. La central en este caso se instala cercana al río y se turbinan las aguas excedentes en el canal.

xi. Centrales en sistemas de sustento de agua potable

Se encarga de la conducción de agua potable a una ciudad y se efectúa con una tubería a presión que conduce el agua desde un embalse a la estación de tratamiento, a cuya entrada, un sistema de válvulas especialmente concebidas para ello se encargan de disipar la energía hidrostática. Existe la posibilidad de sustituir estas válvulas de disipación por una turbina que convierta esa energía disipada, en

42

energía eléctrica utilizable. Esta solución conlleva a la utilización de una, o varias válvulas de bypass para garantizar la continuidad de suministro de agua en caso de parada de la turbina.

xii. Determinación del salto Neto Es la otra magnitud fundamental para el diseño de una minicentral hidroeléctrica. Deberá ser el máximo permitido por la topografía del terreno, teniendo en cuenta los límites que marcan la afección al medio ambiente y la viabilidad económica de la inversión

xiii. Salto bruto Altura existente entre el punto de la toma de agua del azud y el punto de descarga del caudal turbinado al río.

xiv. Salto útil Desnivel existente entre la superficie libre del agua en la cámara de carga y el nivel de desagüe en la turbina.

xv. Salto neto Es la diferencia entre el salto útil y las pérdidas de carga producidas a lo largo de todas las conducciones. Representa la máxima energía que se podrá transformar en trabajo en el eje de la turbina.

xvi. Pérdidas de carga Son las pérdidas por fricción del agua contra las paredes del canal y sobre todo en la tubería forzada, más las pérdidas ocasionadas por turbulencia, al cambiar de dirección el flujo, al pasar a través de una rejilla o de una válvula, etc. Se miden como pérdidas de presión (o altura de salto) y se calculan mediante fórmulas derivadas de la dinámica de fluidos.

43

xvii. Caudal Volumen de agua que pasa por una sección dada en una determinada unidad de tiempo. Las expresiones más usadas son litros por segundo, litros por minuto, metros cúbicos por hora, metros cúbicos por día. La operación comprende no solamente la medición de la velocidad del agua y el área de la sección de aforo de la corriente de agua sino también los subsiguientes cálculos necesarios (AguaMarket, 2016).

xviii. Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL) Es un procedimiento contemplado en el Protocolo de Kioto (PK) en el cual países desarrollados pueden financiar proyectos de mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).

xix. Energía renovable Es la que se obtiene de fuentes naturales, virtualmente inagotables; unas por la inmensa cantidad de energía que contienen y otras porque son capaces de regenerarse por medios naturales (UPME U. d., 2015).

xx. Medio Ambiente

Conjunto constituido por los agentes físicos, químicos, biológicos, visuales y sociales que constituyen el escenario donde transcurre la existencia del ser humano (ambientum.com, 2015)

xxi. Impacto Ambiental Alteración que se produce sobre la salud y el bienestar del hombre como consecuencia de la realización de un proyecto. (ambientum.com, 2015)

44

xxii. Contaminación Acción de un agente que mancha o intoxica a cualquier ambiente, haciéndolo perjudicial para la vida humana, animal o vegetal (UPME U. d., 2015)

45

5. OBJETIVOS

5.1 General

Analizar y comparar las pequeñas centrales hidroeléctricas de suba, Usaquén y ventana basados en la implementación de los mecanismos de desarrollo limpio MDL y su normativa.

5.2 Específicos

● Analizar la implementación de los mecanismos de desarrollo limpio MDL en

la pequeña central hidroeléctrica de Suba. ● Analizar la implementación de los mecanismos de desarrollo limpio MDL en

la pequeña central hidroeléctrica de Usaquén. ● Analizar la implementación de los mecanismos de desarrollo limpio MDL en

la pequeña central hidroeléctrica de Ventana ● Comparar los mecanismos de desarrollo limpio MDL entre las tres PCHs ● Verificar el cumplimiento de la normativa vigente por parte de las PCHs

analizadas.

46

6. ALCANCES Y LIMITACIONES

6.1 ALCANCE Este proyecto de investigación pretende recopilar toda la información necesaria y pertinente para el desarrollo del análisis y comparación de la implementación de los mecanismos de desarrollo limpio MDL por parte de las PCHs de Suba, Usaquén y ventana usando como metodología la recopilación de información de los equipos, histórica, operativa y de funcionamiento, plasmando los resultados obtenidos en un documento.

6.2 LIMITACIONES

● Permisos de ingreso a las pequeñas centrales hidroeléctricas. ● Carencia de información necesaria por parte de las empresas generadoras

que dificulten el desarrollo del proyecto tales como: Planos, registros de generación de energía, información actualizada a la fecha, etc.

● Limitaciones de tiempo y agenda por parte de las pequeñas centrales hidroeléctricas.

47

7. METODOLOGÍA

7.1 Tipo de Estudio

Como se ha hablado anteriormente el centro de este trabajo de investigación es la aplicación de los mecanismos de desarrollo limpio (MDL) en las pequeñas centrales hidroeléctricas de suba, Usaquén y Ventana, por lo tanto es de vital es necesario entender que son estos mecanismo de desarrollo limpio y la importancia de los mismos en los procesos de generación de energía, además del papel que juegan estas pequeñas centrales hidroeléctricas en el cuidado del medio ambiente y en la generación de energía. Todo esto servirá como eje conceptual y apoyo para el desarrollo de este trabajo de investigación. Para este trabajo se ha escogido una metodología basada en análisis, consultas bibliográficas y de artículos en línea, además de visitas de campo en donde se obtendrá la respectiva información de los mecanismos de desarrollo limpio MDL implementados en las PCHs analizadas y procesos para la generación de energía utilizados en las PCHs Suba, Usaquén y Ventana realizando un informe detallado con los resultados obtenidos, este informe tendrá como contenido referencias históricas de los mecanismos de desarrollo limpio MDL y de las pequeñas centrales hidroeléctricas PCHs de Suba, Usaquén y Ventana, además de evidencia y análisis de producción de energía por parte de estas pequeñas centrales hidroeléctricas y la reducción de gases de efecto invernadero GEI y un análisis de los ingresos obtenidos por la reducción de los mismos en las PCHs de Suba, Usaquén y Ventana.

48

8. DESARROLLO DE LA INVESTIGACIÓN SOBRE LAS PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELECTRICAS DE SUBA, USAQUEN Y VENTANA

El propósito de las PCHs es poder registrar la producción de energía hidroeléctrica limpia utilizando un flujo de agua por medio de la instalación de las pequeñas centrales hidroeléctricas de pasada en este caso se hablará sobre las pequeñas centrales hidroeléctricas de Suba, Usaquén y ventana con un total de capacidad instalada de 4.36 MW1 estos se refieren a la capacidad nominal que se puede producir en estas estas PCH que están ubicadas en el sistema de acueducto de Bogotá. Este proyecto se encuentra dirigido por la Empresa de Acueducto y Alcantarillado de Bogotá (EAAB), la cual fue fundada en el año de 1995 con el propósito de administrar la conducción, el suministro y la calidad del agua potable, además de darle tratamiento a las aguas residuales producidas en la ciudad de Bogotá. Durante los estudios desarrollados por la empresa de acueducto y alcantarillado de Bogotá se planeó y se consideró la construcción de 3 pequeñas centrales hidroeléctricas de pasada las cuales fueron las PCHs de Suba, Usaquén y Ventana las cuales tendrían una capacidad de potencia estimada de 4.2 MW. Durante el inicio de los proyectos todas la especificaciones y requisitos de mecanismos de desarrollo limpio MDL se cumplieron para todas las pequeñas centrales hidroeléctricas, pero, después de completar los estudios técnicos, se llegó a la conclusión de que las características de construcción de la PCH la Ventana costaría más de lo presupuestado por lo que el costo de aumentaría aproximadamente 184% sobre el presupuesto de capital inicial al igual el proyecto no produciría al instante sino después del mantenimiento de los túneles de agua potable en el año 2018. Es así que la compañía decidió no llevar a cabo el proyecto Ventana esta decisión fue legalizada con la Enmienda del contrato No.2 firmada el 14 de junio de 2011 lo cual permitía seguir con la ejecución de las otras dos pequeñas centrales hidroeléctricas (Suba y Usaquén) de acuerdo con las disposiciones iniciales. La energía generada es vendida al Sistema Interconectado Nacional de Colombia. En cada planta de energía el agua se derivará de la tubería de conducción principal (potable sistema de suministro de agua) en el punto adyacente a la válvula de control de flujo. La derivación se lleva a cabo con la instalación de un accesorio y conduciendo el agua a través de una tubería de acero cerrada, a una conducción presurizada a la compuerta y hasta el distribuidor donde el flujo será dirigido a las

1 Este valor se determina de acuerdo con las disposiciones de las "Directrices generales para las

metodologías MDL de SSC" en las que la capacidad nominal / instalada para las unidades generadoras de electricidad renovable que involucran sistemas de generador de turbina se basará en capacidad instalada / nominal del generador de acuerdo con las especificaciones del fabricante.

49

turbinas Francis horizontales. Cada una de estas turbinas es alojada en una casa de máquinas, con sus respectivos generadores, válvulas y paneles de control. La subestación está ubicada al lado de cada una de las casas de energía. Estas PCHs generan energía eléctrica para la red colombiana sin la producción gases de efecto invernadero. Las PCHs de Suba y Usaquén tendrán una capacidad efectiva total de 3.77 MW y un suministro de energía estimado a la red de 27,349 MW 2por año para las dos plantas de energía. Por lo tanto, Este aumenta el suministro de eléctrico a la red, desplazando de manera parcial la generación térmica con una fuente de energía renovable y limpia, de manera que se reducen las emisiones de GEI. Se estima que para la primera acreditación se producirá una reducción de 10,424 tCO2e / año y una reducción aproximada de 72,968 tCO2e. La primera acreditación se realizó para un período de 7 años. Las PCHs fueron creadas para promover el desarrollo sostenible de la población colombiana brindando beneficios como:

● Contribuir a la sostenibilidad ambiental local. ● Contribuir a mejorar las condiciones de trabajo y aumentar las oportunidades

de empleo. ● Sustituir los combustibles fósiles como forma generar energía, lo que resulta

en la reducción de gases de efecto invernadero y otras sustancias y/o mecanismos contaminantes que afectan la salud de las personas.

● Mayor producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables y limpias.

● Más confiabilidad en sistema eléctrico de Colombia. ● Mejores resultados e Impactos sociales positivos debido a la producción

nuevos empleos durante la construcción, operación y mantenimiento del proyecto.

● Un uso adecuado y sostenible de los recursos hidrológicos. ● Desarrollo tecnológico. ● Mayor obtención de ingresos públicos adicionales.

8.1 Descripción general De las PCHs

La empresa de acueducto y alcantarillado de Bogotá maneja tres fuentes de agua potable como lo son las de Chingaza, La Regadera y Tibitoc. El agua tratada en el

2 Este valor corresponde a las clasificaciones de potencia efectiva, que es la salida máxima de la

conexión turbina-generador del sistema. (la capacidad de la turbina es menor que la capacidad del generador y del transformador) según la capacidad instalada / nominal de las turbinas, generador y transformadores considerando sus eficiencias de acuerdo con las especificaciones del fabricante.

50

sistema Chingaza se lleva a través de un túnel alterno denominado el túnel de Usaquén, este transporta el agua tratada de la planta de Francisco Wiesner, ubicada en el municipio de La Calera hasta los tanques de Suba y Santa Ana, los cuales están ubicados en el norte de la ciudad de Bogotá, y otros pequeños tanques de almacenamiento en la ciudad a través del túnel de Rosales, se aprovecha la diferencia de altura entre el tanque de Santa Ana a través del control que reducen la presión en Suba y Usaquén (esas estructuras usan válvulas de disipación para reducir la presión del agua en el sistema y regular el flujo a los tanques de almacenamiento y distribución). Las pequeñas centrales hidroeléctricas de Suba y Usaquén fueron construidas entre los años 2011 y 2013. La PCH de Usaquén fue diseñada para manejar por medio de la turbina un flujo de agua de 2.85 m3 por segundo con una potencia efectiva de 1.546 MW y una altura de 71.5m; La PCH de Suba fue diseñada para manejar por medio de la turbina un flujo de agua de 5,64 m3 por segundo con una potencia efectiva de 2.230 MW y una altura de 52.2 m. Las dos centrales eléctricas tienen una capacidad de producir 27,35 GWh. Las centrales eléctricas comenzaron su operación comercial en abril de 2013, operando continuamente hasta hoy. Su período de acreditación de MDL de 7 años comenzó el 4 de junio de 2014. Durante el segundo período de monitoreo, las plantas generaron y entregaron 56.33 GWh al sistema conectado, reduciendo de esta manera 21,476 tCO2e.

8.2 Localización de las Pchs Las pequeñas centrales hidroeléctricas usan el agua potable en varios puntos a través del sistema de acueducto de la ciudad de Bogotá. El flujo de agua en el sistema Chingaza se transporta por medio de un túnel conocido como Usaquén, el cual está fabricado en concreto y cuenta con una longitud de 2.5 km y conduce esta agua tratada desde la planta de Francisco Wiesner, la cual se encuentra ubicada en el municipio de La Calera, hasta los tanques de Santa Ana y Suba3, ubicado en el norte de la ciudad de Bogotá, y hacia otros tanques de almacenamiento ubicados en otras partes de La ciudad, a través del túnel de Rosales. La pequeña central hidroeléctrica de Usaquén inició operaciones el 15 de abril del año 2013, pero su acreditación comenzó el 4 de junio del año 2014. Esta PCH se

3 La capacidad de almacenamiento del tanque de Santa Ana es de 30,000 m3 y el tanque de Suba

es de 90,000 m3 respectivamente.

51

encuentra ubicada al noreste de la ciudad de Bogotá, en la calle 110, en el barrio Molinos Norte. La pequeña central hidroeléctrica de Suba comenzó sus operaciones el 6 de abril del año 2013 y su período de acreditación comenzó el 4 de junio del año 2014. Esta se encuentra ubicada en el noroeste de Bogotá, en la calle 127, en el barrio Almirante Colón. a continuación, se muestran las coordenadas de las PCHs mencionadas anteriormente, estas coordenadas están ubicadas de la siguiente manera: Tabla 6– Coordenadas, ubicación PCHs Suba- Usaquén

Coordenadas ciudad país

PCH suba latitud 4,7129° Bogotá

Colombia longitu

d -74.0836°

PCH Usaquén latitud 4.6920° Bogotá longitu

d -74.0381°

Fuente: UNFCCC/CCNUCC

Ilustración 9– Localización PCHs Suba- Usaquén


52

Ilustración 10– Ubicación PCHs Suba- Usaquén

Fuente: EAAB – Bogotá positiva

8.3 Metodologías aplicadas y líneas de base estandarizadas Para el manejo y control de las emisiones de gases de efecto invernadero GEI se utilizan las siguientes metodologías:

● Cálculo para el factor de emisión de un sistema eléctrico. ● Cálculo de las fugas de emisiones de CO2 y de la combustión de

combustibles fósiles.

8.4 Periodo de acreditación y duración La acreditación de estos proyectos inicia el 04/06/14 hasta el 03/06/21 por lo cual tiene una duración de 7 años y es renovable.

53

8.5 Estructura operativa y administrativa La estructura de la empresa de acueducto y alcantarillado de Bogotá EAAB4 que es la responsable de la administración, operación, mantenimiento y control del proyecto Sombrilla de mecanismos de desarrollo limpio MDL hidroeléctrico de Suba y Usaquén se encuentra especificada en los siguientes numerales.

8.5.1 Técnico de operación

El técnico de operación se encuentra dentro del componente técnico operativo y es el responsable de las plantas de energía y su generación, además se encarga de dirigir el funcionamiento y del mantenimiento de los sistemas de suministro.

8.5.2 Operación comercial y mantenimiento

Este es el encargado del manejar la operación de Servicios Electromecánicos relacionada con la venta de la energía generada, Este departamento es responsable de monitorear la energía generada y entregada.

8.5.3 Componente del desarrollo MDL Esta área se encarga de monitorear los informes encabezados con el componente MDL.

4 Acuerdo 11 de 2007. con este acuerdo se modifica la Estructura Organizacional de la Empresa de

Acueducto y Alcantarillado de Bogotá - ESP e identifica las funciones de sus operadores y dependencias.

54

Ilustración 11- Estructura operativa y administrativa


8.6 Procedimientos para el aseguramiento de la calidad La EAAB está certificado bajo ISO 9001: 2015 con los siguientes alcances:

● “La prestación de los servicios públicos domiciliarios de acueducto y alcantarillado en la ciudad de Bogotá D.C. y en su área de influencia, apoyada por procesos estratégicos, de facilitación y evaluación”.

● Gestión de proyectos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero GEI.

● Recolectar, transportar y disponer de aguas lluvias y residuales a través de instalaciones sanitarias y del sistema de alcantarillado pluvial en la ciudad.

● Gestión del tópico comercial para la prestación del servicio de acueducto y alcantarillado para la ciudad de Bogotá y su área de influencia.

ADMINISTRACIÓN

Administración General

TÉCNICO OPERACIÓN Sistema maestro

Corporativo administración

Matriz de red De la Dirección del acueducto

OPERACIÓN COMERCIAL Y

MANTENIMIENTO Corporativo Tecnológico

administración

Dirección de servicios

Electromecánicos

COMPONENTE DESARROLLO MDL Ambiental Gestión

empresaria

Dirección Ambiental y de Saneamiento

55

8.7 Contexto General El suministro de agua de la ciudad de Bogotá lleva agua potable a algunos de los municipios cercanos como Gachancipá y Soacha a través del esquema de provisión directa y también a través del Modalidad de contratos de suministro se lleva agua potable a los municipios de Cajicá, Sopó, Tocancipá, Chía, La Calera, Madrid, Mosquera y Funza a los proveedores de servicios privados como es el caso de las empresas de Acuopolis, Cojardín, Aguas de La Sabana y EMAR ESP. La población a la que se le lleva agua es de cerca de 9 millones de personas, lo que representa casi 2090000 usuarios y requieren un flujo diario promedio de 16 m³ / s de agua aproximadamente (promedio total para el año 2018). Los tres sistemas principales que suministran agua a Bogotá y los municipios cercanos son:

● El sistema de suministro de Chingaza. ● El sistema de suministro del norte. ● El sistema de suministro del sur.

Ilustración 12- Sistemas de suministros de agua


Chingaza está ubicado en la parte norte de la ciudad de Bogotá en la parte superior de la cordillera este. El sistema Abarca el embalse de Chuza, algunos pozos de captación y el embalse de San Rafael, que recibe agua del embalse de Chuza a través de una estructura de desbordamiento ubicada antes de la planta Wiesner, el

56

embalse de Chuza el cual regula el flujo de los ríos de Chuza y Guatiquía. La planta de Wiesner por medio de un sistema de túneles lleva el agua presurizada a un control con una válvula la cual pasa el agua de un flujo regulado a una condición de flujo libre. El embalse de san Rafael se usa durante períodos de contingencia, cuando hay una suspensión del suministro del Chuza, especialmente durante las operaciones de inspección y mantenimiento entre el depósito Chuza y la planta de tratamiento Francisco Wiesner, cuya producción suministra aproximadamente el 73% del agua total de la ciudad de Bogotá. El sistema de suministro del norte abarca el río Bogotá y un grupo de embalses que permiten la regulación del flujo de este río y el embalse de Aposentos (que regula el flujo del río Teusacá río abajo). El agua recolectada por bombeo se trata en la planta de Tibitoc, cuya producción suministra aproximadamente el 25% de la demanda total de agua de la ciudad. El sistema de suministro del sur es regulado con la cuenca superior del flujo del río Tunjuelo. En este caso, la estructura de entrada de agua se encuentra directamente en uno de los depósitos llamados La Regadera. Las plantas que suministran el agua en esta parte del sistema son las plantas de El Dorado, Vitelma y La Laguna estas se usan solo en condiciones de contingencia. La salida de este sistema suministra el 2% restante de la demanda total de agua de la ciudad.5 Tabla 7– Sistemas de Suministros plantas de Tratamiento

Sistema de suministros

Embalses (millones de m3)

Planta de Tratamiento (m3 /s)

Norte Tominé 690

Tibitoc 10,5

Neusa 102

Sisga 102

Aposentos 0.8

Chingaza Chuza 257

Francisco Wiesner 14

San Rafael 75

5 La planta de tratamiento de Yomasa también se considera parte del sistema de suministro del sur

que captura agua de un arroyo que lleva su nombre y tiene una capacidad de tratamiento de 0.025 m3 / s

57

Chusacá 6,7 El Dorado 1,6

Sur La Regadera 3,3 La Laguna 0,45

Los Tunjos 2,4 Vitelma 1,5


El flujo de alimentación para las estructuras de control de Suba y Santa Ana.6 En marcha normal es aproximadamente el 70% del flujo tratado en la planta de Wiesner, que corresponde al 55% de la ciudad de Bogotá y ofrece el servicio de acueducto al norte, nororiente y noroccidente de la ciudad de Bogotá. La energía se produce en la pequeña central hidroeléctrica de Santa Ana y en la pequeña central hidroeléctrica de Suba y plantas hidroeléctricas de Usaquén en dos ocasiones con el mismo flujo, lo que maximiza el uso de la infraestructura instalada. Las plantas producen energía eléctrica entregada a la red interconectada nacional a través de locales. El sistema de distribución utiliza el flujo de agua que normalmente transporta el sistema de suministro de agua potable de Bogotá.

8.8 Actividad de las PCHs En las centrales eléctricas, el agua se deriva de la conducción principal el cual consiste en un sistema de suministro de agua potable en un punto adyacente a la válvula de control de flujo. Esta derivación se hace mediante un accesorio instalado para conducir el agua a través de una tubería de acero cerrada a una tubería de conducción presurizada y hasta el distribuidor donde el flujo se dirige a las Válvulas de admisión de turbinas. La pequeña central hidroeléctrica de Suba, tiene una desviación del agua en el control aguas arriba del tanque Suba y es paralelo a la casa de válvulas que contiene dos válvulas polijet donde se instaló la planta de energía en paralelo al sistema actual de presión de disipación. Esta desviación de flujo transporta el agua a una turbina hidráulica y a una tubería de retorno para entregar el agua al flujo original la cual actúa como un bypass.

6 Las plantas hidroeléctricas para producir energía normalmente usan el flujo requerido por los

tanques de Santa Ana y Suba. Sin embargo, cuando el grupo turbo en las plantas no está disponible (en caso de falla, bajo flujo o mantenimiento) La válvula multijet instalada en una tubería paralela conducirá el flujo automáticamente. En el caso de que el grupo turbo y la válvula multijet no estén disponibles, el flujo sería a través de una derivación de alta presión.

58

Ilustración 13- Actividad central hidroeléctrica suba

Fuente: EAAB

La planta de Usaquén cuenta con una desviación del agua la cual tiene una estructura de control, esta PCH se encuentra ubicadas aguas abajo de la estación de control de Santa Ana. Ilustración 14- Actividad central eléctrica de Usaquén

Fuente: EAAB

59

8.9 Costo de Producción Para poder generar energía en las PCHs de Suba y Usaquén, se ha invirtió dinero en Instalación de la infraestructura necesaria para desviar el agua del sistema de suministro de agua potable de Bogotá.

Tabla 8- Descripción detallada de los costos de las PCHs

Proyecto de MDL hidroeléctrico de Suba y Usaquén

Costo (US$)7

planta hidroeléctrica de suba

Suministro, instalación y prueba de electricidad, electrónica y equipamiento mecánico

4.586.188

Obra civil (estructuras y arquitectura) 772.453

Diseños de ingeniería 465.443

Supervisión y gestión de proyectos. 426.008

Otros (fiscales, administrativos, otros) 546.856

total, costo 6.796.948

planta hidroeléctrica de Usaquén

Suministro, instalación y prueba de electricidad, electrónica y equipamiento mecánico

3.133.018

Obra civil (estructuras y arquitectura) 292.954

Diseños de Ingeniería 419.510

Supervisión y gestión de proyectos. 376.608

Otros (fiscales, administrativos, otros) 358.402

total, costo 4.580.492

Total 11.377.440

Fuente: UNFCCC/CCNU

7 Costo considerando los siguientes documentos: Contrato No.1-01-26300-1063-2009 y Contrato

No.1-01-26300-1092-2009.

60

A continuación, se mencionan los costos anuales de operación y mantenimiento: Tabla 9- Descripción detallada de los costos Anuales de las PCHs

Costos Anuales Proyecto de MDL hidroeléctrico de Suba y Usaquén

Costos (valor anual) Costo del proyecto (US $ / año) 8

planta hidroeléctrica de suba

Costo de Operación y administración inicial (solo durante el primer año)

128.405

Mantenimiento variable 45.862

planta hidroeléctrica de Usaquén

Costo de Operación y administración inicial (solo durante el primer año)

128.405

Mantenimiento variable 31.330

Costo laboral y administrativo (para cada central eléctrica)

51.652


la implementación de los mecanismos de desarrollo limpio MDL ayuda al retorno avanzar en el proyecto y con la mejora de los CER a los flujos de efectivo operativos a lo largo del proyecto se vuelve una parte esencial para Proporcionar una amortiguación a los costos o imprevistos que se puedan presentar en la operación del proyecto a lo largo del primer año. La tarifa energética y la producción anual de electricidad fueron considerados para variaciones razonables con una base de +/- 10%. a continuación, se muestra la variación de la TIR: Tabla 10- análisis sensible de las especificaciones de las CERS

Parámetros SUBA USAQUEN

TIR sin CERS

TIR con CERS

TIR sin CERS

TIR con CERS

Contrato 10,55% 12,51% 8,66% 10,74%

(+) 10% 9,66% 11,59% 7,87% 9,85%

8 Costo considerando los siguientes documentos: Contrato No.1-01-26300-1063-2009 y Contrato

No.1-01-26300-1092-2009.

61


(-) 10% 11,49% 13,57% 9,56% 11,69%

Costos fijos de Operación y mantenimiento

10,55% 12,51% 8,66% 10,74%

(+) 10% 10,40% 12,38% 8,45% 10,54%

(-) 10% 10,70% 12,64% 8,87% 10,93%

Precio de venta de energía ($ / MWh)

10,55% 12,51% 8,66% 10,74%

(+) 10% 11,71% 13,60% 9,90% 11,81%

(-) 10% 9,21% 11,37% 7,36% 9,52%

Generación de energía (GWh anualmente)

10,55% 12,51% 8,66% 10,74%

(+) 10% 11,71% 13,79% 9,90% 11,98%

(-) 10% 9,21% 11,18% 7,36% 9,30% Fuente: UNFCCC/CCNUCC

Los ingresos adicionales de mecanismos de desarrollo limpio MDL ayudan a superar el umbral para sostener los proyectos de las pequeñas centrales hidroeléctricas, en la tabla 11 se puede observar que cuando el precio de venta de los CER se considera en un rango entre los valores actuales y los valores promedio observados durante años anteriores y se puede concluir también que las centrales eléctricas se vuelven más atractivas financieramente. Tabla 11- Precios de los CERS año 2009

Precios de los CERS (Precios observados durante el 2009)

TIR considerando ingresos de CERs

Suba Usaquén

14.00 €/tCO2e 20.3 US$/tCO2e 11.81% 10.00%

16.00 €/tCO2e 23.2 US$/tCO2e 11.99% 10.19%

18.00 €/tCO2e 26.1 US$/tCO2e 12.16% 10.38%

20.00 €/tCO2e 29 US$/tCO2e 12.34% 10.56%


El precio esperado de los CER representa un factor clave en la inversión para la EAAB. La inclusión de CER se considera un flujo de caja para la empresa y también como un ingreso esencial para proporcionar algún respaldo a cualquier riesgo imprevisto involucrado dentro de la operación del proyecto. Para concluir, como se ha demostrado en este análisis de inversión, el efecto de los CER a nivel financiero es de gran contribución significativa y determinante para la viabilidad financiera de

62

las centrales hidroeléctricas a continuación de muestra las ventajas de la inclusión de las CERS:

● Los CER brindan estabilidad y confianza al flujo de efectivo del patrimonio al tiempo que reducen su riesgo además de aumentar la TIR sin CER de 10.55% a 12.51% para la planta de energía SUBA y 8.66% a 10.74% para la planta de energía USAQUÉN (contabilizando en ambos casos los CER bajo los precios actuales del mercado).

● Se muestra que los CER contribuyen a un aumento significativo en el valor del patrimonio.

● Trae consigo beneficios ambientales locales y globales de la limpieza

proyecto energético y el aprendizaje práctico en las áreas de generación de energía y en la aplicación de MDL.

8.10 Emisiones de referencia Para el cálculo de inversión se aplicó la línea de base en donde se maneja el MWh generado por las unidades generadoras renovables multiplicada por el factor de emisiones del sistema eléctrico nacional (medido en tCO2e / MWh) como se puede ver a continuación.

𝐵𝐸 𝑦 = 𝐸𝐺 𝐵𝐿 , 𝑦 𝐸𝐹 𝐶𝑂2 , 𝑔𝑟𝑖𝑑 , 𝑦

A continuación, se describen cada uno de los factores tenidos en cuenta para el cálculo de inversión:

BE= Son las emisiones de referencia en el año en tCO2e

EF CO2 = Son las emisiones de referencia en el año en tCO2e

EGBL = Es la cantidad de electricidad neta suministrada a la red como resultado de la implementación del MDL actividad del proyecto en el año y (MWh).

● Cálculo de EGBL

La exportación y suministro neto de electricidad a una red es la diferencia entre las cantidades medidas de la red. Exportación e importación de electricidad y se

63

determina como las cantidades medidas de la electricidad de la red entregada, menos el consumo de electricidad auxiliar, las pérdidas técnicas y las importaciones de electricidad de la red a cada proyecto de planta de energía.

● Cálculo de EFCO2 El factor de emisión se calculará de manera transparente y conservadora como un margen combinado (CM), el cual consistente en la combinación de margen operativo (OM) y un margen de construcción (BM). El cálculo se basa en datos de fuentes oficiales si se encuentran disponibles y se ponen a disposición del público.

● Determinación de EGm Las centrales eléctricas de red, EGm, y debe determinarse según las disposiciones de las tablas de monitoreo. Para el cálculo del margen operativo, el índice m se refiere a la potencia de la planta o a las unidades que suministran electricidad a la red, sin incluir plantas / unidades de bajo costo / que deben funcionar, e incluyen importaciones de electricidad a la red. Las importaciones de electricidad deben tratarse como una planta de energía m. De la misma manera aplica para el subíndice k que se refiere a las plantas / unidades de energía que suministran electricidad las cuales incluyen plantas / unidades de energía de bajo costo / que deben funcionar, e incluye importaciones de electricidad a la red.

8.10.1 Reducción de Emisiones Las reducciones de emisiones se calculan de la siguiente manera:

𝐸𝑅 𝑦 = 𝐵𝐸 𝑦 − 𝑃𝐸𝑦 − 𝐿𝐸𝑦

A continuación, se describen los factores utilizados para el cálculo de reducción de emisiones: ERy = Son las reducciones de emisiones en el año en (tCO2e / a) BEy = Son las emisiones de línea de base en el año en (tCO2 / a) Pey = Son las emisiones del proyecto PEy en el año en (tCO2e / a)

64

Ley = Son las emisiones de fuga en el año en (t CO2 / a)

8.10.2 Emisiones de referencia el cálculo de emisiones de la línea base se obtienen como el producto de la electricidad neta la que es producida y entregada por las unidades generadoras renovables y deberá ser multiplicado por el coeficiente de emisión de la red el cual es medido en tCO2e / MWh. A continuación, se presenta la energía que será generada por el proyecto: Tabla 12- Proyecto MDL hidroeléctrico de Suba y Usaquén

Generación de energía: Proyecto MDL hidroeléctrico de Suba y Usaquén

Poder efectivo calificación (MW) 2.019 2.020

Suba 2.230 2.330

Usaquén 1.546 1.546

Total 3.776 3.876

Factor de carga de planta (%)

Suba 87% 15%

Usaquén 76% 13%

Poder anual generación (MWh/a)

Suba 17.012 2.835

Usaquén 10.337 1.723

Total 27.349 4.558


8.10.3 Tecnología aplicada Se maneja la producción de energía hidroeléctrica limpia utilizando el agua potable para abastecer a la ciudad de Bogotá en dos puntos diferentes de la red de abastecimiento; por lo tanto, el equipo utilizado para el desvío de agua y la generación / transmisión de energía tiene debe tener en cuenta algunos factores, los cuales ayudan a generar la energía eléctrica esperada y con el objetivo de una mayor capacidad de generación y con una mayor disminución de los GEI gases de efecto invernadero, utilizando las características del acueducto de Bogotá, como lo es el caudal y la altura de agua.

65

8.10.4 Captura de agua (ingesta) El sistema de suministro de agua potable de Bogotá se compone actualmente de tres subsistemas:

● Suministro ● Tratamiento ● Distribución

El subsistema de suministro Recolecta, transporta y almacena agua no tratada. El agua se almacena a través de pequeños depósitos que abastecen a las plantas de tratamiento de agua. Este subsistema trata el agua para que pueda ser entregado a los usuarios en la calidad requerida. Como se ha mencionado anteriormente las principales plantas de tratamiento son las plantas Wiesner, Tibitoc y Regadera, las cuales proporcionan el 98% del agua requerida por la ciudad y municipios aledaños. El subsistema de distribución se encarga de transportar el agua tratada desde las plantas de tratamiento hasta la población final, Como este subsistema controla el flujo de agua, este sistema controla la energía hidráulica del agua es decir la energía potencial y cinética, a través de las estructuras que reducen la presión (PRS). Son utilizadas unas válvulas de disipación para reducir la presión del agua en el sistema y regular el flujo a los tanques de almacenamiento y distribución. La EAAB identificó las ERP que tienen condiciones hidráulicas para hacer pequeños usos hidroeléctricos mediante el reemplazo de las válvulas de disipación por turbina eso convierte la energía hidráulica del agua en electricidad. Es por esta razón que se utilizaron válvulas de dos PRS y por dos turbinas hidráulicas (las válvulas permanecen en espera con operación periódica durante paradas programadas y no programadas de las turbinas). Los PRS incluidos en las PCHs Suba y Usaquén albergarán una turbina.9 Con la implementación de las centrales eléctricas y la clave del suministro de agua potable sistema de Bogotá, se tuvieron todas las precauciones necesarias para garantizar que el servicio no se vea afectado (considerando que el suministro de agua es una prioridad sobre la generación de energía); Por lo tanto, para el factor de carga de la planta los estudios hidráulicos consideraron el comportamiento horario del nivel de agua en el sistema y el horario de la demanda de agua en Bogotá tomando en cuenta información de diferentes puntos del agua sistema de

9 “Condiciones técnicas, económicas y regulatorias de aprovechamientos hidroeléctricos en el

sistema de acueducto de Bogotá”, Juan Carlos Sánchez Martínez, EAAB, 02 de mayo de 2005

66

suministro10. Se ha evaluó la capacidad para determinar la potencia óptima de las centrales eléctricas considerando los flujos y cabezas disponibles, en base a los registros de la operación de las subestaciones Usaquén y Suba. la viabilidad determinó la capacidad recomendada para ser instalada en cada planta de energía (en terminales de generador).

8.10.5 Dirección de agua desde el sistema de suministro de agua hasta el proyecto.

Para cada planta de energía que se instalaron PRS en donde el agua se derivará de la tubería de conducción principal en un punto adyacente a la válvula de control de flujo. Como se ha mencionado anteriormente la derivación se realiza mediante la instalación de un accesorio llamado derivación de tubería, transportando el agua a través de una tubería de acero cerrada hasta una tubería de conducción presurizada y hasta el distribuidor donde el flujo se dirige a las válvulas de admisión de las turbinas. En el caso del PRS Suba11, la desviación del agua será del control de la Estructura aguas arriba del tanque Suba y paralela a la casa de válvulas que contiene dos válvulas polijet (el poder la planta se instalará en paralelo al sistema de presión de disipación actual) para aprovechar aproximadamente 45.36 m a 52.18 m de altura neta y 5.64 m³ / s de flujo de agua potable (flujo de diseño). La planta tiene una tubería de presión para el transporte de agua (desviación de flujo), una turbina hidráulica y una tubería de retorno a entregar el agua al flujo original (actuando como un bypass). Para la central de suba se obtiene el siguiente esquema.

10 Los estudios hidráulicos se explican en los informes de factibilidad "PCH-USQ-GE-VAR-003 V0.2

factibilidad" y "PCH-SUB-GEVAR-004 v0.0 factibilidad", Capítulo 6, 2010. Consorcio Generación Bogotá. Además, los fundamentos de los cálculos se compilan en las hojas de cálculo "Evaluación energética PCH Usaquén" y "310812 Evaluación energética PCH Suba " 11 Documento PCH-SUB-GE-VAR-005 “Informe de diseño PCH Suba”, 2010. Consorcio

Generación Bogotá

67

Ilustración 15- plano central eléctrica de Suba.


La central eléctrica de Usaquén12 utiliza la desviación del agua por medio de la estructura de control de Usaquén, aguas abajo de la estación de control Santa Ana (la planta de energía se instalará en Paralelo al sistema actual de presión de disipación llamado válvulas de la casa) para aprovechar aproximadamente 71.50 m de altura neta y 2.85 m³ / s de flujo de agua potable (flujo de diseño). Como en el PRS Suba, La central eléctrica Usaquén tendrá una tubería de presión para el transporte de agua (desviación de flujo), un sistema hidráulico turbina y una tubería de retorno para entregar el agua al flujo original (actuando como un bypass). El plano del proyecto para La central eléctrica de Usaquén se muestra en la siguiente figura:

12 Documento PCH-USQ-GE-VAR-004 “Informe de diseño PCH Usaquén”, 2010. Consorcio

Generación Bogotá

68

Ilustración 16- plano central eléctrica de Usaquén


8.10.6 Generación de energía Para la generación de energía se utilizan compuertas que se ubican en la casa de máquinas. Para la planta de energía Suba, fue necesaria la construcción de una central hidroeléctrica de superficie y fue necesaria la instalación de un sistema de control hidroneumático el cual sirve para manejar la sobrepresión durante el arranque de la turbina. La casa de máquinas dispondrá de un eje horizontal Francis tipo turbina que es una turbina de reacción hidráulica en la que el flujo sale de las palas de la turbina en dirección axial y está conectado al generador síncrono respectivo. La descarga se realizará a la tubería de conducción original. Las especificaciones técnicas para el equipo se muestran en la siguiente Tabla:

69

Tabla 13- Especificaciones técnicas para el equipo central Hidroeléctrica Suba

Central Hidroeléctrica Suba

Turbina de potencia nominal Gugler 2,645 Kw

Generador de potencia nominal Indar 2,850 Kw

Transformador de aislamiento de potencia nominal 3,000 Kva

Eficiencias

Eficiencia de turbina a potencia nominal 91,4 %

Eficiencia del generador a potencia nominal 95,84 %

Eficiencia del transformador de aislamiento a potencia nominal 98,71 %

Eficiencia de conectividad 97,5 %

potencia efectiva

potencia efectiva 2229,9

Kw


La central eléctrica de Usaquén, el generador de turbina se ubicará en el sitio donde se encuentra el sistema de bombeo de Usaquén, no es necesario construir una casa de máquinas sino un control hidroneumático. El sistema se instalará para garantizar un funcionamiento sin problemas. Se Sitúa una Turbina tipo Francis (turbina de reacción hidráulica en la que el flujo sale de las palas de la turbina en dirección axial) Conectada al generador síncrono respectivo. Como el otro caso, la descarga se hará a la tubería original de conducción. Las especificaciones técnicas para el equipo se muestran en la siguiente tabla: Tabla 14- Especificaciones técnicas para el equipo central Hidroeléctrica Usaquén.

Central Hidroeléctrica Usaquén

Turbina de potencia nominal Gugler 1,810 Kw

Generador de potencia nominal Indar 2,000 Kw

Transformador de aislamiento de potencia nominal 2,000 Kva

Eficiencias

Eficiencia de turbina a potencia nominal 90,5 %

Eficiencia del generador a potencia nominal 95,68 %

Eficiencia del transformador de aislamiento a potencia nominal 98,67 %

Eficiencia de conectividad 99,98 %

Potencia Efectiva

potencia efectiva 1546,13

Kw


70

8.10.7 Turbinas utilizadas en las PCH de Usaquén y Suba Estas pequeñas centrales hidroeléctricas tienen como objetivo de aprovechar la carga hidráulica disponible en algunos puntos de la red de acueducto de la ciudad de Bogotá además de evitar la emisión de GEI, gases de efecto invernadero que afectan a la atmósfera de nuestro planeta por medio de la producción de energía eléctrica limpia. Para la producción de este tipo de energía limpia, se deben utilizar turbinas, las cuales tienen como objetivo final transformar la energía de un fluido gracias a la energía cinética y potencial en energía eléctrica por medio de un movimiento mecánico de rotación.

Ilustración 17– Turbina hidráulica


Las turbinas hidráulicas es posible clasificarlas según la colocación del eje de manera horizontal o de manera vertical y se pueden clasificar dependiendo de la manera en la que entra el agua al mecanismo de la turbina.

A continuación, se mencionan los diferentes tipos de turbinas según la colocación del eje:

Turbinas radiales-axiales: En este tipo de turbinas el agua entra en el rodete de forma radial para después cambiar de dirección y salir de forma paralela al eje de rotación de la turbina, es decir axial o en la dirección del eje.

71

Turbinas axiales: En este tipo de turbinas el agua entra y sale paralelamente al eje de rotación de la turbina. Turbinas Tangenciales: En este tipo el agua golpea el rodete en su periferia. Las clasificaciones mencionadas anteriormente son de gran importancia, sin embargo, existe una clasificación a la que se le debe prestar más atención en el momento de escoger una turbina para la generación de energía, esta clasificación está regida por el grado de reactividad o en otras palabras hay que fijarse en como mueve el agua los ejes de la turbina, ya sea por acción o por reacción. A continuación, se definen los movimientos por acción y por reacción: Movimiento por acción: En este tipo, el movimiento es generado por el golpe directo del agua en los álabes de la turbina, en este caso es importante que se tenga una gran altura de agua, ya que en la caída el golpe será más fuerte y la generación de energía va a ser mucho más efectiva. Movimiento por reacción: Para este tipo de movimiento el rodete no se mueve por el golpe directo del agua, se mueve por la reacción provocada cuando el agua sale de la turbina, para este caso es importante tener un gran caudal, el cual provocará un movimiento de gran presión entre las tuberías y generará un movimiento con gran fuerza en el rodete y en el eje de la turbina. Una vez se han entendido los métodos de clasificación de las turbinas, se puede hablar sobre las turbinas utilizadas en las pequeñas centrales hidroeléctricas de Suba y Usaquén, la empresa de acueducto y alcantarillado de Bogotá EAAB ha implementado unas turbinas de tipo Francis, la cual será explicada a continuación, y también se explicarán las ventajas y desventajas que se pueden presentar en la implementación de las mismas en las pequeñas centrales hidroeléctricas. Turbina tipo Francis: Este tipo de turbinas se identifican porque es una turbina de reacción, radial-axial, que usualmente tiene eje vertical, aunque pueden ser horizontal. Se utilizan generalmente en saltos de altura intermedia de hasta 200m y funcionan con caudales muy variados de agua, entre 2 m3/s y 200 m3/s. Esta turbina está compuesta de aletas móviles para regular el caudal de agua que conduce al rodete. El agua que viene de la tubería forzada entra perpendicularmente al eje de la turbina y sale paralelamente otra vez.

72

Es necesario regular el caudal de agua que entra en el rodete y para esto se utilizan unas paletas situadas en forma circular, a las que se les denomina distribuidor y Se utiliza en sitios de diferentes alturas de caída de agua y caudales. Esta turbina se puede utilizar en un gran rango de saltos y caudales de agua, es la más versátil. Algunas pueden variar el ángulo de sus palas durante su funcionamiento. Ilustración 18– Turbina hidráulica tipo Francis

Fuente: VOITH

Ventajas:

● Su diseño permite obtener bajas pérdidas hidráulicas, por lo cual se asegura un alto rendimiento.

● Tiene un diseño robusto, por lo que garantiza décadas de uso bajo un costo de mantenimiento menor comparado con otras turbinas.

● Sus pequeñas dimensiones ayudan a que la turbina pueda ser instalada en

espacios con ciertas limitaciones, además permiten altas velocidades de giro, este es una gran ventaja para su instalación en las pequeñas centrales hidroeléctricas de Suba y Usaquén.

● Estas turbinas requieren cada vez menos mantenimiento debido a las nuevas tecnologías aplicadas y a los nuevos materiales utilizados para la mejora del rendimiento y construcción de las mismas.

73

● Son las turbinas más versátiles, lo cual las hace más económicas y con

mayores rendimientos con respecto a las otras turbinas. Desventajas:

● No se recomienda para alturas superiores a 800 m, ya que genera presiones en los sellos de la turbina.

● Es de vital importancia controlar el comportamiento de la cavitación en la Turbina.

● La turbina tipo Francis no es la mejor opción para utilizar frente a grandes

variaciones de caudal ya que el rendimiento cae cuando se disminuye el caudal de diseño, por lo que se debe tratar de mantener un flujo de caudal constante previsto, antes de la instalación.

Tecnología utilizada en la pequeña central hidroeléctrica de Suba: Para el desarrollo del proyecto se realizó la instalación de una turbina de 2,64 MW, que corresponde a un caudal de 5,64 m3/s y a una caída de 52,18 m, por esta razón se plantea un bypass de 1,4 m de diámetro, una turbina tipo Francis y una tubería de restitución. Se estimó una generación de 17,01 GWh por año y una reducción de emisiones de gases de efecto invernadero de 6.484 tCO2e/año. Ilustración 19– Turbina hidráulica tipo Francis PCH Suba

Fuente: Proyecto de reducción de emisiones GEI 2018 – EAB – ESP

74

Tecnología utilizada en la pequeña central hidroeléctrica de Usaquén: Esta pequeña central hidroeléctrica se encuentra ubicada en las instalaciones de las válvulas reductoras de presión en el norte de la ciudad de Bogotá. En este punto el caudal es un caudal medio de 2,85 m3 /s; y tiene una caída de 71,5 m. El proyecto consiste en la instalación de una turbina de 1,81 MW y su válvula multijet. Con esta información fue posible calcular una generación anual de 10,33 GWh y una reducción de emisiones de 3.940 tCO2e/año.

Ilustración 20– Turbina hidráulica tipo Francis PCH Usaquén


8.10.8 Transmisión de energía Las subestaciones eléctricas se encuentran ubicadas cerca de la casa de máquinas. En estas se ubican los transformadores y el equipo de conmutación los cuales son necesarios para las conexiones a la red eléctrica, los generadores se utilizan en una operación continua sincrónica, esto ayuda a que la regulación del voltaje de línea y suministra la potencia reactiva requerida. El equipo está orientado con un sistema de excitación estática sin escobillas (que requiere menos mantenimiento). La sincronización de los las unidades con el Sistema Nacional Interconectado de Colombia son manuales y / o automáticas en función de voltaje, frecuencia y

75

secuencia de fases. La conexión del estator de cada generador es de tipo estrella con neutro a tierra. En la central eléctrica de Suba, la conexión al Sistema Interconectado Nacional se realizará en la subestación de Morato. (11,4 kV), propiedad de CODENSA (empresa local de energía). Ilustración 21– Especificaciones técnicas de la central suba.13


La central eléctrica de Usaquén, tiene su conexión al Sistema Interconectado Nacional se realizará en Usaquén. Subestación (11.4 kV) propiedad de CODENSA (empresa local de energía).

13 diagrama unifilar "210211 Diagrama unifilar - Central eléctrica de conexión Suba "- EAAB.

76

Ilustración 22- Las especificaciones técnicas de la central Usaquén14


Para la entrega de energía no es necesario tener una línea de transmisión. El Centro Nacional de Despacho (XM) confirmará la cantidad de energía que entregará la actividad del proyecto; Condensa está a cargo del punto de control central de las lecturas del medidor.

8.11 Monitoreo Para las plantas de energía (Suba y Usaquén) El proyecto cumple con las normas nacionales y sus regulaciones (Resolución 025, 1995 - Código de Medición). Cada medida de energía será a través de dos Medidores de energía bidireccionales de precisión 0.2, estos medidores deben cumplir con los estándares requeridos por la ANSI C12.20-1998 “American norma nacional para medidores eléctricos, clases de precisión 0.2 y 0.5 para clases actuales de 2 y 20 " "Medidores de vatios-hora estáticos de corriente alterna para energía activa de clases 0.2 S y 0.5 S". Los medidores fueron instalados en la subestación de cada central eléctrica. Los medidores se adhirieron a un sistema de control automático por módem a la red eléctrica. El almacenamiento de datos esta realizado por la memoria interna. La memoria interna de los medidores puede registrar varios meses de mediciones. El archivo de datos a largo plazo se realiza mediante transferencia de datos a una PC local por telemetría / teléfono o al centro de control gestionado por el operador a través de un canal de comunicación

14 diagrama unifilar "210211 Diagrama unifilar - Central eléctrica de conexión Usaquén "- EAAB.

77

específico (teléfono líneo / módem). Los datos son respaldados cada mes en medios magnéticos y almacenados para su verificación. Solamente el software autorizado estará disponible para manejar la información monitoreada. Los medidores se instalaron en un panel de protección con puerta sellada y tapa para evitar posibles manipulaciones por parte de personal no autorizado. La confirmación y aprobación de la medición diaria, realizada a través de los contadores comerciales denominados fronteras, es realizada por EAAB a través de la interrogación automática y electrónica de los medidores principales propiedad de EAAB - ESP, que no tiene la formalidad de registro en el ASIC. La calibración del medidor cumple con todos los requisitos establecidos en las Resoluciones CREG 070 de 1998 y 006 de 2003 y la Norma Técnica Colombiana NTC - ISO / IEC 17025. La energía generada por las centrales eléctricas es comercializada por EMGESA15 actuando como representante de la planta en el Mercado Mayorista de Energía de Colombia, como parte de la comercialización Contrato firmado con EAAB16. Las plantas de energía comenzaron sus operaciones comerciales en 2013 después de que oficial registro de la frontera comercial en el ASIC17(Experts Market - XM). El registro diario de generación de energía lo realiza EMGESA, a través de CAM 13 (Compañía Americana de Multiservicios), con información obtenida por interrogación automática y electrónica de la frontera comercial18. CAM registra los datos en el ASIC y luego los comunica a EAAB y CODENSA. Esta información es analizada independientemente por EMGESA, CODENSA y EAAB de acuerdo con los procedimientos de verificación y validación definidos por cada entidad y por la Resolución CREG 006 de 2003. Los datos registrados en el ASIC se publican oficialmente en el sitio web de XM y corresponde a la energía medida y entregada a la red nacional a través del sistema de distribución local. Además, el ASIC y otros agentes del mercado verificaron una vez esta información, que está disponible para Consulta en la base de datos administrada por XM.19

15 Empresa generadora de energía eléctrica.11 Contrato No. 1-10-26300-0842-2011. Transmisión

exterior 16 Contrato No. 1-10-26300-0842-2011. Objeto: “Adquisición por parte de EMGESA S.A. E.S.P. de

toda la energía generada por las centrales hidroeléctricas Santa Ana, Suba, Usaquén y Ventana propiedad de EAAB”. Duración: 10 años. Fecha de inicio: del 01/05/2012 al 30/04/2022 17 XM es una empresa de ISA creada en 2005, responsable de administrar el ASIC y el CND (Centro

Nacional de Despacho). Proporciona servicios de operación, administración y desarrollo de Wholesale Power.Mercado de Colombia 18 Compañía América de Multiservicios 19 La base de datos Portal BI es operada y administrada por XM, se almacenan todas las

transacciones del Mercado Mayorista de Energía de Colombia.

78

8.11.1 Cambios del plan de monitoreo registrado

● No se tuvo desviaciones temporales del plan de monitoreo registrado o

metodología aplicada durante el período de monitoreo. ● No se tuvo correcciones del proyecto ● No se tuvieron cambios en la fecha de inicio del período de acreditación. ● No hay cambios permanentes del plan de monitoreo registrado o desviación

permanente de seguimiento de la metodología aplicada. ● No hay cambios en el diseño del proyecto de la actividad del proyecto

aprobada o presentada durante este período de seguimiento. ● El proyecto no considera actividades de forestación o reforestación.

8.11.2 Operación esperada Las Centrales hidroeléctricas Suba y Usaquén fueron diseñadas para generar alrededor de 27,35 GWh por año, pero puede variar pues depende de los caudales para la generación de energía en las plantas y estos a su vez dependen de la magnitud y el espacio. Sin embargo, la distribución de la demanda de agua potable de la ciudad de Bogotá y otros municipios es realizado por el sistema de suministro de agua, así como el esquema de operación a implementar teniendo en cuenta factores como la disponibilidad en términos de cantidad y calidad del agua del agua Fuentes, el despacho óptimo de las plantas de tratamiento, el programa de mantenimiento de la Chingaza, túneles o las necesidades de mantenimiento preventivo o correctivo a elementos de la matriz del acueducto. La central hidroeléctrica de Usaquén, maneja una turbina donde pasa un flujo el cual se produce íntegramente en la planta de tratamiento Wiesner. Esta se ubica en la central hidroeléctrica aguas abajo del tanque de Santa Ana, por lo que hay una compensación suficiente para la distribución continua de la demanda diaria de agua. Cuando ocurren eventos donde hay grandes disminuciones en el flujo de salida de la planta de Wiesner, se aumentan los caudales de la planta de Tibitoc. Esto con el fin que el tanque de Suba produzca fenómenos de mezcla en las plantas de Wiesner y Tibitoc. Situación que no ocurrirá en el tanque de Santa Ana, pues está diseñada para que los caudales del tanque estén normalmente disponibles, garantizando el suministro continuo de la demanda y, por lo tanto, la generación continúa en la Central eléctrica de Usaquén. Esta situación tiene un impacto en la operación de la planta de energía Suba, pues durante los meses establecidos para el mantenimiento de los túneles de Chingaza, es necesario reducir el flujo tratado proporcionado por la planta de Wiesner a los tanques de Santa Ana y Suba. Debido a las necesidades de mantenimiento y la dinámica de operación del sistema de suministro de agua,

79

así como al comportamiento de la demanda de agua potable20, la generación de energía en Suba y Usaquén se revisa anualmente y se determinan de acuerdo con la operación del agua y su sistema de distribución.21

8.11.3 Operación Actual Entre el periodo del 1 de enero del 2016 al 31 de diciembre del 2018 se obtuvo una demanda de mensual promedio de agua potable fue de 16 m3/s aproximadamente en los sistemas de suministro de agua se obtuvo de la siguiente manera:

● El sistema Chingaza: 9.88 m3/s. ● El sistema norte: 5,71 m3/s. ● El sistema sur: 0,31 m3/s en planta Dorado y 0,03 m3/s en otras plantas.

Tabla 15- Flujo de entrada mensual del Sistema

Año Mes Planta de Tratamiento de Suba

Planta de Tratamiento de Usaquén

2016

proyección de la

generación

generación real

proyección de la generación

generación real

(m3 /s) (m3 /s) (m3 /s) (m3 /s)

Enero 2,8 2,8 1,3 1,1

Febrero 2,2 2,2 1,3 0,7

Marzo 2,2 1,3 1,3 1

Abril 3,8 2,2 1,3 1,3

Mayo 3,8 4,2 1,3 1,4

2017 Junio

Julio 3,8 4,1 1,3 1,4

Agosto 2,5 4,3 1,3 0

Septiembre

0 4 1,3 1,1

Octubre 2,2 4,2 0 1,4

20 Debido principalmente a la reducción en la tendencia del consumo de agua en la ciudad desde

finales de los noventa, que era de 17.6 m3 / s en 1996 a aproximadamente 16 m3 / s en 2018. 21 Generación de energía - Informes técnicos (preparados anualmente). Master en Sistemas de

Gestión Corporativa, Dirección de matriz del Acueducto.

80

Noviembre

Diciembre 3,8 4,1 1,3 1,3

Enero 3,8 4,4 1,3 1,4

Febrero 3,8 4,1 1,3 1,2

2018

Marzo 3,8 4,4 1,3 1,2

Abril 3,8 4,3 1,3 1,2

Mayo 3,8 4,2 1,3 1,3

Junio 3,8 4,3 1,3 1,2

Julio 3,8 4,1 1,3 1,3

Agosto 3,8 4,1 1,3 1,2

Septiembre

2,5 2,2 1,3 1,2

Octubre 2,5 2,1 1,3 1,2

Noviembre 2,5 2,2 1,3 1,1

Diciembre 3,8 3,9 1,3 1,2

Enero 3,8 3,8 1,3 1,1

Febrero 3,8 4 1,3 1,3

2018 Marzo 2,3 1,9 1,2 1,1

Abril 2,5 2,3 1,3 1,1

Mayo 2,3 1,6 1,2 1

Junio 3,9 4,7 1,3 1,4

Julio 3,9 4,7 1,3 1,4

Agosto 3,9 4,6 1,3 1,2

Septiembre

2,5 3,4 1,3 0,8

Octubre 2,5 0,8 1,3 1,4

Noviembre 2,5 0 1,3 1,3

Diciembre 3,9 0 1,3 1,2

3,9 0 1,3 1,4


En la anterior tabla, las plantas de energía de Suba y Usaquén tuvieron flujo disponible durante todo el año para la generación, pero este flujo no necesariamente se realizó a través de las turbinas debido a diferentes problemas en los sistemas técnicos o cambios en los escenarios operativos del sistema de suministro de agua que impidieron la generación, a pesar de la disponibilidad de agua.


81

8.11.4 Agentes Responsables del Monitoreo

A continuación, se muestran las empresas encargadas de la generación de energía. Tabla 16- Agentes Responsables del Monitoreo

Actividad Autoridad Responsable

Medición Interna oficina de servicios electromecánico

Negociador de energía

Externa EMGESA CAM

Registro Interna oficina de servicios electromecánico


Externa EMGESA CAM

Verificación Interna oficina de servicios electromecánico


Externa XM, EMGESA, CODENSA

CAM, CODENSA, EMGESA

Reporte Interna oficina de servicios electromecánico


Externa EMGESA CAM

Calibración Y Mantenimiento

Interna oficina de servicios electromecánico


Externa EMGESA, CODENSA CAM


8.11.5 Medida

La medición de energía diaria se realiza de la siguiente manera: EMGESA por medio de su subcontratista CAM realiza la consulta (continua) de los medidores de potencia en la frontera comercial en las subestaciones eléctricas, de acuerdo con la normativa aplicable (Resolución CREG 006 de 2003 y regulaciones posteriores) y requisitos contractuales. El personal de terreno debe asistir a operaciones de lectura en el campo y operar los sistemas de telemetría (incluida la atención de fallas). Para evitar la pérdida de datos, los medidores tienen una masa interna memoria, que almacena la información de generación de energía hasta 60 días. Para acceder a la información, CAM aplica su procedimiento interno. Paralelamente, el personal técnico de EAAB realiza el análisis automático y electrónico de los medidores de potencia ubicados en las subestaciones eléctricas

82

utilizando un software JEAMREAD. En caso de emergencia durante el monitoreo (por ejemplo, pérdida de comunicación, falla de algún medidor de potencia, entre otros), la lectura de los medidores de potencia fronterizos (principal y de respaldo) es realizada por técnicos del personal de CAM mediante lectura manual utilizando un lector óptico y una computadora portátil para enviar la información de conformidad con lo dispuesto en la normativa aplicable. Las lecturas se comparan con las históricas.

8.11.6 Registro La empresa EMGESA se basa en la normatividad aplicable (CREG Resolución 006 de 2003 y reglamentos posteriores):

● Medidores de lectura en la frontera comercial. ● Grabación de datos de generación diaria en el sitio web de XM (Experts

Market) ● Envío de datos de generación diaria por correo electrónico a EAAB (al menos

cada 24 horas). ● La supervisión de la empresa EAAB realiza las siguientes actividades:

Grabación de datos de generación diaria en formato electrónico "Comparación de datos".

8.11.7 Verificación La empresa EAAB realiza una verificación de la generación diaria a través de la comparación de datos del medidor en la frontera comercial con los datos reportados por EMGESA. Esta comparación se realiza utilizando el formato "Comparación de datos". Si los datos de generación diaria obtenidos del medidor no tienen una desviación mayor al 5% en comparación con los datos de generación obtenidos por EMGESA en la frontera comercial, los datos entregados y registrado por EMGESA quedan validados por EAAB. Por el contrario, Si la desviación entre los datos informados por EMGESA y los datos verificados por EAAB es mayor que 5% o si los datos reportados por EMGESA no corresponden a la información registrada en el sitio web de XM, se aplica el instructivo MA0407I04 "Conciliación de resultados", de acuerdo (Resolución CREG 006 de 2003 y normativas posteriores). Después de la conciliación proceso, EMGESA registra los datos de generación diaria en el sitio web de XM. Finalmente, la EAAB verifica que los datos de generación diaria reportados por EMGESA en el sitio web de XM corresponden a los datos de generación enumerados en el informe mensual que EMGESA entrega a EAAB (que Relaciona la cantidad de energía generada, tarifas y costos del período).

83

8.11.8 Reporte Se entrega un informe final de acuerdo a lo registrado en el sitio web de XM. La siguiente tabla presenta los MWh generados y entregados a Red nacional de Colombia durante el período 01/01/2016 - 31/12/2018.

Tabla 17- MWh generados y entregados a Red nacional de Colombia durante el período 01/01/2016 -

31/12/2018.

Año Panta Generadora Suba (kWh)

Panta Generadora Usaquén (kWh)

2016 11.555.637 6.780.116

2017 12.266.239 8.442.758

2018 8.382.830 8.920.734

Total 32.204.706 24.143.608


Tabla 18– Datos y parámetros instalación de EG, y (EGBL, y)

Datos y Parámetros Instalación de EG, y (EGBL, y)

Unidad MWh

Descripción Electricidad neta generada y suministrada a la red por la actividad del proyecto en el año.

Fuente de Datos Medida

Registros diarios de medidores comerciales fronterizos, ubicados en la red eléctrica. Subestación de cada central eléctrica

Valores Monitoreados Año Mes planta de tratamiento de suba

planta de tratamiento de Usaquén

2016 Kwh Kwh

Enero 173.408

619.881

Febrero 660.185

423.487

Marzo 460.426

325.968

Abril 709.438

742.519

84

Mayo 1.381.364

777.796

Junio 1.399.440

228.164

Julio 1.478.630

-

Agosto 1.371.197

606.805

Septiembre 606.835

795.080

Octubre 1.413.208

757.554

Noviembre 1.422.826

767.373

Diciembre 478.680

735.489

2017 Enero 15.264

694.419

Febrero 1.359.015

657.021

Marzo 1.039.327

790.435

Abril 1.377.259

686.093

Mayo 1.404.905

646.940

Junio 1.381.581

723.279

Julio 623.810

771.329

Agosto 623.225

637.375

Septiembre 651.522

732.337

Octubre 1.282.689

698.797

Noviembre 1.187.275

636.437

Diciembre 1.320.367

768.296

2018 Enero 551.083

669.990


85

Febrero 671.231

643.531

Marzo 559.140

674.152

Abril 1.475.114

806.229

Mayo 1.410.063

826.046

Junio 1.320.674

728.239

Julio 1.020.472

484.302

Agosto 227.850

844.480

Septiembre -

824.667

Octubre -

818.484

Noviembre -

780.064

Diciembre 1.147.203

820.550

Total 32.204.706

24.143.608


Tabla 19- Cálculo de reducciones de emisiones o remociones antropogénicas netas

Base GEI emisiones o línea de base GEI neto mudanzas (t CO2e)

Proyectos GHE emisiones o neto real GEI mudanzas (t CO2e)

Fuga GHE emisiones (t CO2e)

Reducción de emisiones de GEI o neto eliminación antropogénica e GEI (t CO2e)

Antes 1/01/2013

Después 1/01/2013

Total

Total 21.477 0 0 0 21.477 21.477



86

Tabla 20- Comparación de las reducciones de emisiones o remociones antropogénicas netas y las estimadas

en el PDD registrado.

Cantidad alcanzada durante este período de monitoreo (t CO2e)

Cantidad estimada antes del período de monitoreo (t CO2e)

2.477

31.272


8.11.9 Cálculo de emisiones de línea de base o remociones netas de línea de base

La línea de base es el MWh22 producido por las plantas hidroeléctricas Suba y Usaquén multiplicado por factor de emisión de la red interconectada nacional de Colombia (medido en tCO2e / MWh). La línea base de las plantas hidroeléctricas de Suba y Usaquén utiliza un factor de emisión fijo de red interconectada definida en el Proyecto de Diseño del Proyecto registrado por la Junta Ejecutiva del MDL y correspondiente a 0,38115 kg de CO2e/kWh.

8.11.10 Cálculo de emisiones del proyecto o remociones netas reales

Las emisiones por fuente de GEI de las centrales hidroeléctricas corresponden a un valor de cero.

8.11.11 Cálculo de emisiones de fuga Las fugas se consideran solo cuando se transfiere la tecnología de energía renovable existente de otra actividad. El equipo que se maneja en las infraestructuras puede ser rastreado claramente por medio de las placas de

22 esta es una unidad de medida de energía eléctrica la cual es equivalente a un millón de vatios-

hora. Es la energía necesaria para suministrar una potencia constante de un megavatio durante una hora.

87

identificación de fabricación, especificando marca, referencia y año de fabricación entre otros. Los registros existentes apropiados relacionados con contratos de fabricación y órdenes de colocación con Los proveedores de tecnología admiten todos los equipos. Por lo tanto, no hay fugas asociadas a las centrales de Suba y Usaquén.

8.11.12 Normativa Ambiental Respecto al cumplimiento de la normativa ambiental, es necesario tener en cuenta que en el momento de la construcción de estas pequeñas centrales hidroeléctricas de Usaquén y Suba en el año del 2009, la normatividad vigente era el decreto 1220 de 2005 y basado en este decreto se contempló que la construcción de estas PCH no necesitaban de licencia ambiental, y durante la construcción de las mismas se modificó dicho decreto al 2820 de 2010 donde se consideró de igual manera que no era necesario hacer el licenciamiento ambiental para estos proyectos, todo de acuerdo a lo establecido en el régimen de transición en el numeral 3 artículo 5, el cual cita: "En caso que a la entrada en vigencia del presente decreto existieran contratos suscritos o en ejecución sobre proyectos, obras o actividades que anteriormente no estaban sujetas a Licencia Ambiental, se respetarán tales actividades hasta su terminación, sin que sea necesario la obtención del citado instrumento de manejo y control ambiental”. (Decreto 2028 de 2010). (Ver anexo 4.)

8.12. Formulación e implementación del componente de reducción en las emisiones de GEI en las PCHs de Suba y Usaquén.

Estas pequeñas centrales hidroeléctricas son clasificadas como proyecto MDL sombrilla de energía renovable, éste se clasifica dentro de la categoría de pequeña escala menor a 15 MW estos proyectos se diseñaron y se presentaron para un periodo de acreditación de siete años con la posibilidad de renovación hasta de tres periodos es decir una renovación de 21 años. Durante los primero 7 años se espera reducir hasta 72900 toneladas de CO2 que se esperan de la producción de energía en este periodo de tiempo, aproximadamente 27 GW/año. Estos proyectos están registrados como MDL No. 9798 del 4 de junio de 2014, y es a partir de esta fecha que empieza su periodo de acreditación. (Proyecto de reducción de emisiones GEI, 2018).

88

Tabla 21. Tabla de generación y emisiones reducidas en las PCH de Usaquén y Suba.


8.13. Ingresos obtenidos por la disminución en la emisión de gases de efecto invernadero GEI en las PCHs de Suba y Usaquén.

A continuación, se muestra una tabla en la cual se puede evidenciar la cantidad de gases de efecto invernadero producidos por las pequeñas centrales hidroeléctricas de Suba y Usaquén desde el año 2014 hasta el año 2018 y de igual manera se puede evidenciar los ingresos económicos recibidos por la reducción de toneladas de GEI desde el año 2014 hasta el año 2018 de dichas pequeñas centrales hidroeléctricas. Tabla 22- Ingresos obtenidos por año por la reducción de gases de efecto invernadero GEI

FUENTE: Elaboración propia

89

Como se puede evidenciar en la tabla 21. De ingresos obtenidos por la reducción de gases de efecto invernadero GEI por año, la PCH de suba ha presentado una mayor reducción de toneladas de gases de efecto invernadero con un total de 19.993 (Diecinueve mil novecientos noventa y tres) toneladas de CO2 reducidas hasta el año 2018, lo que se ve reflejado en un total de $222´222.500 COP (Doscientos veintidós millones doscientos veintidós mil quinientos pesos colombianos), mientras que la pequeña central hidroeléctrica de Usaquén presenta un total de 14.593 (Catorce mil quinientos noventa y tres) Toneladas de CO2 reducidas desde el año 2014 hasta el año 2018, lo que se ve representado en un ingreso de $161´537.500 (Ciento sesenta y un millones quinientos treinta y siete mil quinientos pesos colombianos). Como se mencionaba anteriormente durante los primeros 7 años se espera reducir 72900 toneladas de CO2 lo que se ve reflejado en aproximadamente $874´800.000 (Ochocientos setenta y cuatro millones Ochocientos mil pesos colombianos).

90

9. CONCLUSIONES

● Los mecanismos de desarrollo limpio (MDL) representan un gran avance en la generación de energía limpia para Colombia, ya que con la implementación de dichos mecanismos se generan nuevas tecnologías y se le puede dar un mejor uso a los recursos naturales del país, en este caso el recurso hídrico, además la implementación de los MDL en Colombia representa también un avance en la economía debido a la reducción de gases de efecto invernadero (GEI), ya que como se pactó en el protocolo de Kioto se paga cada tonelada reducida a los países que implementen los MDL.

● Las pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) de Suba, Usaquén y ventana son pioneras en la implementación de mecanismos MDL en Colombia y abren la puerta a la implementación de proyectos similares, que puedan dar un uso importante a los recursos naturales de nuestro país ya que dichas PCH reducen en gran medida la emisión de gases de efecto invernadero y tienen la capacidad de producir energía.

● Las pequeñas centrales hidroeléctricas de Suba, Usaquén y ventana cumplen con la normatividad vigente para estos casos, la cual es el decreto 1220 de 2005 y su respectiva modificación que es el decreto 2028 de 2010, el cual establece que no era necesaria la licencia ambiental para la construcción de dichos proyectos.

● La turbina tipo Francis es la mejor elección para este tipo de proyecto, ya que son las más versátiles y con mayores ventajas y evita el golpe de ariete.

● Para los primero siete años de funcionamiento de estas pequeñas centrales hidroeléctricas, se espera un ingreso económico de aproximadamente $874´800.000 (Ochocientos setenta y cuatro millones Ochocientos mil pesos colombianos), lo que refleja la gran rentabilidad que significa la implementación de estos mecanismos de desarrollo limpio MDL en Colombia.

91

10. RECOMENDACIONES

Tener en cuenta que, para la realización de este análisis comparativo de las PCHs de Suba, Usaquén y ventana, no se realizaron prácticas de laboratorio, puesto que estas no eran necesarias para el desarrollo de esta investigación.

Las turbinas tipo Francis son una muy buena opción para este tipo de pequeñas centrales hidroeléctricas, sin embargo, hay que tener en cuenta la cavitación que se pueda presentar además de tener claro la altura que estas pueden manejar.

La elaboración de la tabla 22 se hizo en base a los precios de los bonos de carbono del año 2014 y se hizo una proyección lineal de este precio y de esta manera poder tener una estimación aproximada de los ingresos obtenidos por la reducción de emisión de gases de efecto invernadero por parte de las PCH analizadas.

92

11. BIBLIOGRAFÍA

Minambiente. Mecanismos de Desarrollo Limpio MDL. [En Línea] 31 de marzo de 2019 http://www.minambiente.gov.co/index.php/component/content/article/466-mecanismos-dedesarrollo- Exposolar. Bonos de carbono y certificados de energía renovable. [En línea] 2019. https://feriaexposolar.com/wp-content/uploads/2019/07/Presentacion-Bonos-de-Carbono_ALLCOT.pdf Empresa de Acueducto, Alcantarillado y Aseo de Bogotá (EAB - ESP). Proyecto de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero GEI de la empresa de acueducto, alcantarillado y aseo de Bogotá. [En línea]. https://www.acueducto.com.co/wps/html/resources/2018ag/huella_carbono/Proyectos_Reduccion_Emisiones_GEI_21_02_2018.pdf Banco mundial. Fijación del precio del carbono. [En línea]. https://www.bancomundial.org/es/results/2017/12/01/carbon-pricing. AES Chivor. AES Chivor Somos Energía. La Central Hidroeléctrica de Chivor. [En línea] 2014. http://www.chivor.com.co/qui/SitePages/La%20Central%20Hidroel%C3%A9ctrica%20de%20Chivor. Aspx The constructor. Francis Turbine – its Components, Working and Application. [En línea]. https://theconstructor.org/practical-guide/francis-turbines-components-application/2900/ International Energy Agency (IEA). Key World Energy Statistics. [En Línea]. 2012.http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/kwes.pdf World Banc Group. State and Trends of Carbon Pricing 2018. [En línea]. https://openknowledge.worldbank.org/bitstream/handle/10986/29687/9781464812927.pdf Colombia Energía. Generación hidráulica, fuente de energía y dínamo para las exportaciones. [En línea] 14 de marzo de 2013. http://www.colombiaenergia.com/featured-article/generaci%C3%B3n-hidr%C3%A1ulica-fuente-de-energ%C3%ADa-y-d%C3%ADnamo-para-las-exportaciones. NOGUERA CHAPARRO, Daniel. Estudio hidrológico de la cuenca del río cauca con una posterior evaluación técnica de la PCH Patico la cabrera, 2016, 40p. Trabajo de investigación. Universidad Católica de Colombia. Facultad de ingeniería civil.

http://www.minambiente.gov.co/index.php/component/content/article/466-mecanismos-dedesarrollo-

http://www.minambiente.gov.co/index.php/component/content/article/466-mecanismos-dedesarrollo-

https://feriaexposolar.com/wp-content/uploads/2019/07/Presentacion-Bonos-de-Carbono_ALLCOT.pdf

https://feriaexposolar.com/wp-content/uploads/2019/07/Presentacion-Bonos-de-Carbono_ALLCOT.pdf

https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/kwes.pdf

http://www.colombiaenergia.com/featured-article/generaci%C3%B3n-hidr%C3%A1ulica-fuente-de-energ%C3%ADa-y-d%C3%ADnamo-para-las-exportaciones



93

VÉLEZ ÁLVAREZ, Luis Guillermo. 2011. Breve historia del sector eléctrico colombiano. [En línea] 6 de septiembre de 2011. [Citado el: 20 de junio de 2016.] http://luisguillermovelezalvarez.blogspot.com.co/2011/09/breve-historia-del-sector-electrico.html. Energy Información Administration (EIA). International Energy Statistics. Renewables. Electricity Generation: Hydroelectric. [En Línea]. 2011.http://www.eia.gov/cfapps/ipdbproject/iedindex3.cfm?tid=6&pid=33&aid=12&cid=US,&syid=1980&eyid=2011&unit=BKWH GARCÍA, Helena, y otros. 2013. Fedesarrollo. Análisis costo beneficio de energías renovables no convencionales en Colombia. [En línea] 10 de 2013. http://www.fedesarrollo.org.co/wp-content/uploads/2011/08/WWF_Analisis-costo-beneficio-energias-renovables-no-convencionales-en-Colombia.pdf. Cortolima. Estudio de impacto ambiental pequeña central hidroeléctrica Hidrototare. [En Línea], 2016. https://www.cortolima.gov.co/hidrototare/documentacion/EIA_Hidrototare.pdf EMGESA. 2012. Cómo funcionan los embalses. [En línea] 28 de septiembre de 2012. https://www.epm.com.co/site/Portals/0/Como%20funcionan%20los%20embalses.docx. —. 1998. Introducción a centrales hidráulicas. [aut. Libro] Empresa generadora de energía eléctrica. Introducción a centrales hidráulicas. Bogotá D.C.: s.n., 1998, pág. 115. IDEAM. 2016. Fenómeno del niño. Tiempo y Clima. [En línea] junio de 2016. http://www.ideam.gov.co/web/tiempo-y-clima/clima/fenomenos-el-nino-y-la-nina. U.S. Department of Energy (DOE). Types of Hydropower Turbines. [En Línea]. 2013. http://www1.eere.energy.gov/water/hydro_turbine_types.html OSORIO LONDOÑO, Iverson. Impactos ambientales, sociales y económicos de las pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) en Antioquia, 2017, 56p. Trabajo de tesis para optar al título de maestría en Gerencia de Proyectos. Universidad EAFIT. Facultad de Administración. Iglesias Carvajal, Santiago. 2011. Repositorio Universidad Tecnológica de Pereira. Guía de impacto ambiental para centrales hidroeléctricas. [En línea] 2011. http://www.ambientalex.info/infoCT/Guiimpambcenhidco.pdf. Milán, Dr. Pedro Medellín. 2002. Impacto Ambiental de una Termoeléctrica. [En línea] 11 de 07 de 2002. http://ambiental.uaslp.mx/docs/PMM-AP020711.pdf.

https://www.eia.gov/cfapps/ipdbproject/iedindex3.cfm?tid=6&pid=33&aid=12&cid=US,&syid=1980&eyid=2011&unit=BKWH

https://www.eia.gov/cfapps/ipdbproject/iedindex3.cfm?tid=6&pid=33&aid=12&cid=US,&syid=1980&eyid=2011&unit=BKWH

https://www.cortolima.gov.co/hidrototare/documentacion/EIA_Hidrototare.pdf

http://www.ideam.gov.co/web/tiempo-y-clima/clima/fenomenos-el-nino-y-la-nina

http://www1.eere.energy.gov/water/hydro_turbine_types.html

http://www.ambientalex.info/infoCT/Guiimpambcenhidco.pdf

http://ambiental.uaslp.mx/docs/PMM-AP020711.pdf

94

CAR. Evaluación del impacto ambiental de la pequeña central hidroeléctrica de la empresa de acueducto y alcantarillado de Bogotá, en la planta de tratamiento ventana ubicada en el sistema Chingaza. [En línea]. http://sie.car.gov.co/handle/11349/1452 International Hydropower Association. 2013. IHA Hydropower Report. [En Línea]. 2013. http://www.hydropower.org/report. Monsalve, Ismael. Universidad de Antioquia. Turbinas Hidráulicas. [En línea] http://jaibana.udea.edu.co/grupos/centrales/files/capitulo%204.pdf. TORRES QUINTERO, Jesús Ernesto. PROYECTO DE REDUCCIÓN DE EMISIONES POR GENERACIÓN DE ENERGÍA RENOVABLE CON EL USO DEL MECANISMO DE DESARROLLO LIMPIO (MDL), CASO “PEQUEÑA CENTRAL HIDROELÉCTRICA SANTA ANA, EAAB – ESP”, [En Línea]. 2008. http://www.unilibre.edu.co/revistaavances/avances_9/r9_art1.pdf TORRES QUINTERO, Jesús Ernesto Torres. 2013. Investigación en pequeñas centrales hidroeléctricas. [En línea] Universidad Libre de Colombia, 2013. [Citado el: 07 de septiembre de 2016.] http://www.unilibre.edu.co/revistaingeniolibre/revista-12/ar9.pdf. Quintero, Ernesto Torres. Investigaciones en péquelas centrales hidroeléctricas en Colombia. SIERRA VARGAS, Fabio Emiro, Sierra Alarcón, Adriana Fernanda y Guerrero Fajardo, Carlos Alberto.2011. Pequeñas y micro centrales hidroeléctricas: Alternativa real de generación eléctrica. [En línea] 08 de 11 de 2011. https://www.researchgate.net/publication/264239546_Pequenas_y_microcentrales_hidroelectricas_alternativa_real_de_generacion_electrica. UNCC. What is the kyoto protocol? [En línea]. https://unfccc.int/kyoto_protocol

http://www.hydropower.org/report

http://jaibana.udea.edu.co/grupos/centrales/files/capitulo%204.pdf

http://www.unilibre.edu.co/revistaavances/avances_9/r9_art1.pdf

95

Katherine sierra Amezquita _____________________________ Firma Estudiante 1 Nombre Estudiante 1 Código: 504520 John Fredy Pineda Ramírez ______________________________ Firma Estudiante 2 Nombre Estudiante 2 Código: 504422 Jesús Ernesto Torres Quintero ______________________________ Firma Asesor del Trabajo de Grado FECHA (28/10/2019)

96

ANEXO 1 DIAGRAMA GENERAL DEL TUNEL ALTERNATIVO ENTRE LA CENTRAL DE USAQUÉN Y CENTRAL HIDROELECTRICA DE SANTA ANA

97

ANEXO 2. CALCULO DE REDUCCION DE EMISIONES DE PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELECTRICAS DE SUBA Y USAQUÉN EAAB.

98

ANEXOS 3 CALCULO DE FACTOR DE EMISIONES EAAB.

99

ANEXO 4. DECRETO 2028 DE 2010

100

ANEXOS 5 De ingresos obtenidos por la reducción de gases de efecto invernadero GEI por año.

Documents

COMPARACIÓN Y ANÁLISIS SOBRE LA IMPLEMENTACIÓN DE … · Aprovechamientos de Agua Fluyentes.....41. 6 viii. Central de Agua Fluyente ... 8.11.8 Reporte ... por ser el vapor de