Tragedia anunciada de #RíoTurbio y una pésima decisión: la usina (2004)

Este texto es uno de los capítulos de “Carbón: combustible para el Cambio Climático”, un informe que realicé para Greenpeace en el año 2009. El informe completo puede verse aquí.

El 13 de junio de 2004 se produce la tragedia que terminó con la vida de 14 mineros. “Era un peligro latente que veníamos denunciando desde hace doce años”, denunció el secretario de ATE de Santa Cruz, Alejandro Garzón. Los operarios quedaron atrapados por el derrumbe generado tras un incendio en una de las galerías, a unos 600 metros de profundidad y varios kilómetros de distancia de la salida principal. Todas las autoridades imaginables se hicieron presentes: el gobernador provincial, Sergio Acevedo, el ministro de Planificación Federal, Julio De Vido, el secretario de Minería, Jorge Mayoral y el propio Presidente de la Nación, Néstor Kirchner.

El incendio que provocó el derrumbe comenzó alrededor de las 22 del lunes 13 en una de las galerías de la Mina 5, a unos siete kilómetros de la salida principal. Según informó el Secretario de Producción del municipio de Río Turbio, el fuego se produjo “por una fricción de la cinta transportadora del mineral”. El siniestro ocurrió en momentos en que se estaba realizando un cambio de turno de empleados: un grupo de cincuenta mineros ingresaba a bordo de un camión. Según contaron algunos de los sobrevivientes, el vehículo chocó contra una columna. En pocos minutos, el fuego volvió intransitable el sector debido a la falta de visibilidad y de oxígeno, según describieron los mineros que lograron salir. “Hay muchos compañeros que se han caído, que no los pudimos levantar”, relató, cargado de angustia, uno de los sobrevivientes. Otro contó: “Tuvimos que salir agarrados de la mano. Salíamos tanteando las paredes”. Si bien los cascos que tenían puestos llevaban linternas incorporadas “con el humo intenso esa luz no servía”, detalló. Caminaron a oscuras, en medio de la humareda, unos cuatrocientos metros hasta la salida, lo que les demandó más de dos horas y media.

· El 13 de junio se desató un incendio en la mina de carbón de Río Turbio. El fuego provocó derrumbes en las galerías entre la Unión 9 y la Unión 12, y el humo se esparció rápidamente por las galerías del yacimiento.

· Fue la peor tragedia en 60 años, desde que se inició la producción. Un camión que estaba en el interior rescató a 50 operarios, pero la dificultad para conducir en medio del humo provocó un accidente en el interior de la mina. Ahogadas y extenuadas, 37 personas pudieron escapar a pie y aparecieron en el chifón 7.

· Ese día, 14 operarios murieron. Las pericias médicas indicaron que las muertes se produjeron inmediatamente.

· El equipo de rescate, compuesto por más de 30 personas, demoró seis días en hallar los cuerpos sin vida, que en algunos casos estaban 7 kilómetros adentro de la montaña.

“El incendio desató la tragedia” (La Nación, 13/11/04)

Según lo hiciera público el diario Página/12, el 17 de junio de 2004, un informe oficial aseguraba que el yacimiento tiene un índice de siniestralidad que duplica el promedio. La Superintendencia de Riesgos de Trabajo (SRT) detectó que la mina “tiene un índice de accidentalidad que duplica el promedio estimado para la actividad minera”, según reveló a Página/12 Carlos Rodríguez, gerente general de la SRT.

El índice de accidentalidad mide la relación entre el número de accidentes y el de trabajadores de la empresa. Para la actividad de “minería y canteras” el índice promedio es de 59,2. En la explotación del Yacimiento Carbonífero de Río Turbio es de 123,8, lo que significa que allí “ocurren muchos más accidentes que los estimados para el tipo de actividad”, señaló Rodríguez.

Cuando una empresa supera el 10 por ciento del índice promedio establecido para su rubro, la SRT la ubica dentro de lo que se denomina “grupo testigo”, por el cual obliga a la ART a cargo de la cobertura de los trabajadores a implementar un plan especial de reducción de la siniestralidad. Eso ocurrió ese año 2004 con el yacimiento de Río Turbio. La ART de la mina es la empresa “Responsabilidad Patronal”[1].

 

El accidente del 13 de junio de 2004 no fue el primero en el yacimiento de Río Turbio.

“El 24 de mayo de 1949 hubo una explosión en el interior de la mina de Río Turbio y quedaron aislados seis mineros, los que, a pesar de las tareas de salvamento, fallecieron. Eran trabajadores de entre 21 y 26 años.

Luego de la pertinente investigación de aquel entonces se reconoció como causa del accidente el encendido de un fósforo por parte de uno de los mineros, el que, al tomar contacto con el gas grisú, produjo la explosión.

En aquel año, el 30 de agosto, se produjo otro hecho trágico. Esta vez fue en Malargüe, Mendoza, en la mina de carbón Los Castaños hubo una explosión, según se presumió, por la inflamación de grisú. En esos momentos, unos 70 hombres trabajaban en la mina; nueve de ellos murieron.

El complejo minero de Río Turbio fue escenario desde su creación, en 1942, de varios accidentes, aunque los más trágicos ocurrieron durante la década del 70. En 1975, 13 personas murieron por una explosión en la mina cuatro, un año después fueron 12 los fallecidos por una explosión en la mina tres y, en 2000, tres personas quedaron atrapadas en la mina cinco”.

(La Nación. “Desde su creación, en 1942, murió una veintena de trabajadores. http://www.lanacion.com.ar/nota.asp?nota_id=610729)

Los sobrevivientes fueron trasladados al Hospital General de Río Turbio, y al San Lucas, de la vecina localidad de 28 de Noviembre. Llegaron intoxicados con monóxido de carbono, algunos agotados físicamente, pero ninguno con un cuadro de gravedad.

El secretario general de ATE Río Turbio, Raúl Wanso, señaló que la tragedia ocurrió “por falta de inversión y controles” estatales. “Era un peligro latente que veníamos denunciando desde hace 12 años”, señaló el secretario de ATE de Santa Cruz y destacó que “la desinversión que hubo en esta mina desde que fue concesionada fue tan grande que no estaban dadas las mínimas condiciones de higiene ni seguridad para los trabajadores”. El secretario de Producción de Río Turbio reconoció que “la tecnología que utiliza la mina está atrasada 20 años”.[2]

Si bien las causas de la tragedia tienen su origen en el estado de abandono de las instalaciones y la falta de mínimas condiciones laborales, ambientales y de seguridad para realizar su explotación, de manera inmediata a la tragedia se inició en la Justicia Federal de Santa Cruz una investigación para evaluar las actuaciones de las autoridades durante la tragedia.

Luego de ocurrido el accidente presentó su renuncia el interventor de Yacimientos Carboníferos de Río Turbio, Esteban Loncaric. El 23 de junio de 2004 el PEN con el Decreto N°810/04 designa como nuevo interventor a Daniel Roman Peralta, el actual gobernador de Santa Cruz.

La dimisión del ex interventor Loncaric se produjo pocas horas después de que el presidente Néstor Kirchner recibiera al intendente de Río Turbio y a una delegación de mineros del yacimiento. Durante el encuentro, los representantes de los trabajadores presentaron los mapas y la investigación realizada sobre la evacuación, responsabilizaron directamente a los encargados de seguridad de la mina y reclamaron la remoción íntegra de la cúpula gerencial del yacimiento. Peralta, quien era presidente de la bancada justicialista en la Legislatura provincial, se desempeñó durante casi una década al frente de la Subsecretaría de Trabajo de la provincia durante la gestión de Kirchner como gobernador.

El accidente, lejos de imponer racionalidad y mesura en los anuncios respecto de la viabilidad de la producción de carbón, hizo que diversos funcionarios provinciales y nacionales, junto al Presidente de la Nación, promovieran una nueva e improvisada política para Río Turbio: la inmediata construcción de una usina a carbón, la Central Termoeléctrica de Río Turbio (CTRT).

En octubre de 2004 el proyecto de la usina ya estaba lanzado: De Vido firmó un protocolo de entendimiento con la República Checa y la central sería construida por la empresa Skoda por adjudicación directa.

 

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[1] Página 12 “Llega la hora de investigar la tragedia”, 17 de junio de 2004. http://www.pagina12.com.ar/diario/sociedad/3-36822-2004-06-17.html

[2] Las citas y principales referencias de los párrafos anteriores pertenecen a la crónica realizada por el diario Página/12 del 16 y 17 de junio de 2004.

#COP21– Hasta ahora, no cierran las cuentas

Se tienen ya algunas pistas acerca de cómo viene la mano con las propuestas que están haciendo los países para ir construyendo el objetivo de reducción de emisiones que tendrá el nuevo acuerdo global sobre el clima que deberá surgir en París, a finales de este año.

Durante 2015 los países partes de la Convención del Clima deben presentar las llamadas INDC (Intended Nationally Determined Contribution), éstas representan el compromiso que ese país se propone asumir como meta vinculante post-2020. Recordemos que el nuevo acuerdo global recién entrará en vigencia en el año 2020.

Acorde a lo que publiqué en “#COP21: dos más en la mesa”, lo que tenemos hasta ahora formalmente presentado a la Convención es lo siguiente:

• Suiza (27/2/15): 50% de reducción al 2030 respecto de las emisiones de 1990.
• UE (6/3/15)- 28 países: 40% de reducción al 2030 respecto de las emisiones de 1990.
• Noruega (27/3/15): 40% de reducción al 2030 respecto de las emisiones de 1990.
• México (30/3/15): 25% de reducción al 2030 respecto de su escenario de emisiones BAU (Business as Usual)
• Estados Unidos (31/3/15): 26-28% de reducción al 2015 respecto de emisiones de 2005.

• Gabón (1/4/15): 50% de reducción al 2025 respecto de un escenario de emisiones BAU.
• Rusia (1/4/15): 20-25% de reducción al 2030 respecto de las emisiones de 1990.
• Liechtenstein (23/4/15): 40% de reducción al 2030 respecto de las emisiones de 1990.
• Andorra (30/4/15): 37% de reducción al 2030 respecto de un escenario de emisiones BAU
• Canadá (15/5/15): 30% de reducción al 2030 respecto de las emisiones de 2005.

Bien, hace pocos días se publicó un informe firmado por tres prestigiosos analistas climáticos, Rodney Boyd, Nicholas Stern y Bob Ward. En este estudio se hace una evaluación de los objetivos de mitigación que se han presentado hasta ahora y aquello que deberíamos estar haciendo para ser consistentes con la meta de mantener el calentamiento global debajo del límite de los 2°C.

El análisis también toma en cuenta la información disponible sobre lo que presentarían algunos otros países, entre  ellos, el más relevante, China.

El informe, titulado “What will global annual emissions of greenhouse gases be in 2030, and will they be consistent with avoiding global warming of more than 2°C?”, fue publicado hace unos días por el ESRC Centre for Climate Change Economics and Policy y el Grantham Research Institute on Climate Change and the Environment.

Básicamente el estudio analiza a los mayores contribuyentes a las emisiones globales: China, Estados Unidos y la Unión Europea. Para este grupo de países supone un evolución de las emisiones de aquí al 2030, acorde a las propuestas que han presentado hasta ahora. Este cuadro refleja la trayectoria de esas emisiones prometidas.

 

Para el caso de China se evalúan sus emisiones bajo dos hipótesis, que las mismas tengan su pico máximo en el 2025 o en el 2030.

Esta trayectoria responde los objetivos presentados o prometidos hasta ahora:

Acorde a estimaciones provenientes de la IEA (International Energy Agency) el informe asume que las emisiones del resto del mundo en su conjunto pasan de 26,2 Gt CO2eq en 2010 a 35,4 Gt  CO2eq en 2030. Este conjunto de emisiones seguramente deberán disminuir acorde a las INDC  que aún faltan presentar, por ejemplo, la de Argentina.

Observando las cifras siguientes se puede ver que los principales emisores (UE, USA y China) van perdiendo peso relativo frente al incremento del resto del mundo, pasando de representar el 45%  de las emisiones en el 2010 a rondar el 39% o 37% en 2030 (dependiendo del pico de emisiones chinas).

Ahora bien, con estas estimaciones de las emisiones hacia el 2030, el informe las compara con aquellas trayectorias de emisiones que serían consistentes con el objetivo de permanecer bajo los 2°C. Para hacerlo, se toman los escenarios asumidos por la UNEP en su informe “The Emissions Gap Report 2014”. Sobre este informe de UNEP, ver “La brecha: el tamaño importa”.

Acá es donde tenemos que prestar atención y, por sobre todo, tomar conciencia de la difícil tarea que se viene. De los modelos analizados por UNEP consistentes con el objetivo de permanecer debajo de los 2°C (con una probabilidad del 50-66%) se extrae lo siguiente:

La primera fila indica que no existen escenarios donde la acción de mitigación sea débil hasta el 2020 y que no impliquen luego emisiones negativas en la segunda mitad de este siglo. Siempre las reducción de emisiones (mitigación) se suponen a costos realistas.

La segunda fila nos dice que existen muy pocos modelos (4) que predicen que sería factible tener una débil política de reducción de emisiones hasta el 2020 y luego trayectorias que nos lleven a emisiones negativas a costos razonables. Bajo tal hipótesis, las emisiones globales en 2030 rondarían las 47 Gt CO2eq.

La tercera nos dice que son varios los modelos (16) que indican que una acción temprana de mitigación, desde ahora mismo, haría factible no necesitar emisiones negativas en la segunda mitas del siglo. Estos escenarios nos conducen a emisiones globales de 36 Gt CO2eq en 2030.

La cuarta nos dice que son muchos más los modelos (43) que permiten suponer que una acción temprana y con emisiones negativas en la segunda mitad del siglo nos conducirían a estar debajo de los 2°C y tales escenarios rondan en 42 Gt CO2eq en 2030.

Claramente una acción temprana (reducciones fuertes desde ahora) y luego tener emisiones negativas en la segunda mitad del siglo hacen mucho más probable que cumplamos el objetivos de permanecer debajo de los 2°C.

Pero atención, hablamos de emisiones negativas!

Esto significa no sólo el total abandono de los combustibles fósiles y la total paralización de los procesos de deforestación, significa también que tendríamos que sostener acciones de captura de CO2 para compensar las emisiones producto de la actividad agrícola, la producción de alimentos, la industria, residuos, etc.

Aquí quiero citar al propio informe al que me estoy refiriendo:

“It should be noted that assuming significant net negative carbon dioxide emissions during the 21st century is controversial – it may not prove to be possible. Pathways that assume net negative carbon dioxide emissions tend to assume lower levels of reductions in annual emissions before 2050, with stronger cuts (significantly enhanced by negative emissions) later in the century. However, such pathways would carry a risk of exceeding the warming limit of 2°C if net negative emissions cannot be realised”.

Efectivamente,  las emisiones negativas era algo impensable algunos años atrás. Ahora, no se sabe cómo, pero deberemos hacerlo.

Ahora bien, la emisiones en los escenarios BAU (Business as Usual) evaluados por UNEP varían en un rango de 63 a 72 Gt CO2eq. Si los graficamos, son las dos líneas de color negro en el gráfico siguiente. Si graficamos en azul los dos escenarios analizados acorde a las INDC proyectadas y dependiendo del pico de emisiones chinas, tenemos las dos trayectorias en azul.

Como puede observarse, existe una reducción notable si se cumpliesen las promesas presentadas hasta ahora y, si efectivamente China tuviese el pico de sus emisiones entre 2025 y 2030. Pero, lo que ocurre es que aún existe una considerable brecha entre esas emisiones en azul y los escenarios consistentes con el objetivo de los 2°C.

En el siguiente cuadro tenemos los escenarios analizados por UNEP cuyos valores se sintetizan en el cuadro mostrado más arriba. La trayectoria verde nos permitiría llegar al 2100 sin necesitar de  emisiones negativas, los dos restantes (y sus respectivas familias) necesitan emisiones negativas al final de este siglo.

Entonces, si bien los compromisos propuestos hasta ahora, si se cumpliesen, significarían una reducción respecto de los escenarios BAU, aún están muy lejos de alcanzar el objetivo de los 2°C. Todavía existe una gran brecha que cubrir.

El informe señala que para no depender de emisiones negativas, ya que es algo muy incierto de poder cumplirse, las emisiones al 2030 deberían estar entre los 32 y 44 Gt CO2eq, aproximadamente el rango entre la línea verde y naranja.

La brecha entre las 58,3 Gt CO2eq (valor intermedio entre 57,6 y 59) y los valores necesarios para cumplir con la meta de los 2°C, es de 26,3 y 14,3 Gt CO2eq.

Esa es la brecha necesaria a cubrir al año 2030. Para dimensionarla, recordemos que alrededor de 21 Gt CO2eq serán las emisiones de USA, UE y China sumadas. Es decir que debemos reducir alrededor del equivalente a las emisiones de China, la Unión Europea y Estados Unidos sumadas.

Nada indica que en los próximos meses veremos aparecer compromisos que puedan cubrir semejante brecha. Por esta razón, habrá que diseñar un acuerdo en la COP21 que sea, en materia de compromisos cuantificados, sólo un punto de partida, no final. De esta manera, en los meses subsiguientes a la COP21, deberá haber un proceso de revisión y de profundización de los objetivos de reducción propuestos para el 2030.

Así están las cosas. Estamos lejos de la buena senda y cada año que pasa sin una acción seria de mitigación, la brecha se agiganta y el objetivo de los 2°C cada vez más difícil de alcanzar.

 

Cali

#COP21: Lo que hay sobre la mesa hasta ahora.

Retomo la evolución de las conversaciones en torno a los  preparativos de la COP21 en París a fin de año.

Como ya se sabe, en dicha reunión deberá emerger el nuevo acuerdo global legalmente  vinculante que implique obligaciones para todos los países partes  del mismo.

Un paso previo a la construcción de ese acuerdo, es el proceso mediante el cual cada país o grupo de países plantean sus metas posibles que serían la base para construir agregando cada una de ellas la meta de reducción global, la que deberá luego ser ajustada  para estar dentro de las reducciones que permitan que el calentamiento global no supere los 2°C durante este siglo.

Como verán es un proceso bastante “sui generis”, de abajo hacia arriba, en vez de partir de la meta deseable o necesaria, partimos de lo que cada país pone sobre la mesa. Pero bueno, así van las negociaciones.

Este procesos de presentación de las INDC (Intended Nationally Determined Contributions), así se las llama técnicamente, tenía como fecha límite, tentativa en realidad, el primer trimestre de este año para cumplir con el plan de trabajo acordado en la COP20 en Lima.

Hasta hora han sido presentadas 7 INDC que representan propuestas  de reducción de emisiones de un conjunto de 37 países, ya que la Unión Europea lo hizo en conjunto, representando sus 28 miembros.

¿Qué hay presentado hasta ahora?

• Suiza (27/2/15): 50% de reducción al 2030 respecto de las emisiones de 1990.
• UE (6/3/15)- 28 países: 40% de reducción al 2030 respecto de las emisiones de 1990.
• Noruega (27/3/15): 40% de reducción al 2030 respecto de las emisiones de 1990.
• México (30/3/15): 25% de reducción al 2030 respecto de su escenario de emisiones BAU (Business as Usual)
• Estados Unidos (31/3(15): 26-28% de reducción al 2015 respecto de emisiones de 2005.

Hasta acá quienes cumplieron el plazo de presentación

• Gabón (1/4/15): 50% de reducción al 2025 respecto de un escenario de emisiones BAU.
• Rusia (1/4/15): 20-25% de reducción al 2030 respecto de las emisiones de  1990.

Todo indica que el mundo en desarrollo fijará sus objetivos en base a escenarios de emisiones BAU en lugar de años base. Esto implica que deberán explicar correctamente y probadamente las razones por las que se adopta un escenario tendencial, ya que se trata de una “suposición” que se presta para engaños y trucos. De todos modos, es el mecanismo o criterio que imperará, habrá que estar atentos.

Lo presentado hasta ahora es poco, faltan muchos países (el resto de los BRICs por ejemplo) y  las metas no indican que estaremos dentro de los necesarios para permanecer debajo de los 2°C.

¿Cuál es el efecto que hasta ahora debemos esperar o cabe esperar acorde a lo presentado?

Luego se puede hacer un análisis más detallado, pero a grandes rasgos los mejores análisis indican:

La actual tendencia de las emisiones nos conduce a una suba de la temperatura entre 3,6°C y 4,2°C (catástrofe global)

Los pledges (promesas) realizadas hasta ahora de modo incondicional nos llevan a 2,9°C y 3,1°C (catástrofe regionales)

El gap entre lo necesario para permanecer dentro de 1,5-2°C está ahí y es enorme. Nos quedan 8 meses para cerrarla. La  #COP21 ya empezó.

Cali

 

 

Anacronismo tecnológico y negacionismo climático

CFK en China

(Este texto es una versión levemente ampliada de la nota publicada en Clarín el 18/2/15)

El año 2014 fue el más cálido del que se tenga registro.

Las alertas desde la ciencia nos indican que para evitar daños “irreversibles”, en las próximas décadas se deberán recortar las emisiones de gases de efecto invernadero entre un 40-70% para el 2050 y reducirlas, “casi a cero”, para fin de este siglo.

Obviamente que el principal recorte de emisiones deberá darse en el consumo de combustibles fósiles, por lo que éstos no podrán ser las fuentes preponderantes en los próximos 30 años. Por el contrario, el protagonismo deberá recaer en las energías renovables.

A pesar de que China es hoy la mayor potencia en materia de energías renovables, -claro que esta “revolución” tiene su contracara en ser el mayor emisor de CO2 a nivel global debido a su modelo de industrialización-, la presidente argentina, Cristina Fernández de Kirchner, en su gira de esta semana por éste país, se animó a desairar el rol de éstas fuentes de energía, rubricando una visión anacrónica en materia energética y una posición “negacionista” sobre el Cambio Climático.

En su discurso frente a empresarios y banqueros chinos, la Presidente se jactó de no ser ingenua ya que no cree “que las energías fósiles vayan a desaparecer como por arte de magia”. También agregó, en un remate desubicado para los tiempos que corren, que ella sabe que “es políticamente correcto y muy cool hablar de las energías alternativas renovables”.

Así, de un plumazo, colocó al cambio climático y el desarrollo de las energías renovables en un mero asunto de “tilingos”.

Paradójicamente, desde 2013 China viene liderando el crecimiento del mercado global de energía solar fotovoltaica y hoy es el primer país en potencia eólica instalada. Lejos de buscar mostrarse como una administración “cool”, el gobierno chino está obligado a disminuir sus emisiones y a reducir la contaminación producto de la quema de fósiles, que ha elevado el smog en muchas de sus ciudades a niveles intolerables para la salud de sus habitantes.

Pero la desactualización en materia energética de la Presidente no queda sólo allí. La obsesión de su gobierno por la energía nuclear demuestra un anacronismo ideológico y tecnológico.

Para justificar su predilección, Cristina Kirchner repitió, una vez más, el argumento de venta de la industria nuclear acerca de ser una fuente limpia, obviando las consecuencias del ciclo completo del combustible, que comienza con la minería de uranio y termina con los residuos radioactivos.

Pero además, la energía nuclear lejos de ser la fuente barata limpia y pujante que prometió alguna vez ser, es hoy una fuente cuestionada y estancada. Si se compara a nivel global el crecimiento de la nuclear con fuentes renovables puede observarse que mientras la eólica creció un 12% y la solar un 34%, en 2013 la energía nuclear sólo tuvo un incremento del 0,3%.

Al contrario a lo que piensa la Presidente, las renovables constituyen hoy un mercado creciente y tienen aún todo un potencial de desarrollo por delante. La incorporación a gran escala de las fuentes renovables y una intensa política de uso eficiente de la energía resultan cruciales para el reemplazo de los combustibles fósiles.

Las fuentes renovables son una opción real y tienen por delante un rol protagónico en el futuro energético inmediato, constituyen un mercado creciente en cada vez más países y el nivel de inversiones que hoy moviliza la colocan en una de las actividades tecnológicas más dinámicas y robustas.

El potencial eólico en nuestro país supera en más de 50 veces el consumo total eléctrico total. Tenemos sitios excelentes en vasta zonas del país para aprovechar muy eficazmente la energía solar.

No sólo tenemos recursos abundantes y tecnologías seguras y eficientes, sino que además un potencial de inversiones extraordinario capaces de generar miles de empleos verdes en una actividad asociada a uno de los más grandes desafíos de esta siglo, el cambio climático.

Juan Carlos Villalonga

 

Energía en las ciudades. Innovación ante el Cambio Climático

La energía solar ha ido ganando un rol cada vez más protagónico cuando se evalúan escenarios energéticos de mediano y largo plazo. Así como ocurrió hace algunos años atrás con la energía eólica cuando irrumpió como un nuevo actor en el mercado de la energía, la solar fotovoltaica se consolida año tras año como otra potente opción energética limpia y renovable.

Durante los últimos diez años la potencia fotovoltaica instalada a escala global aumentó anualmente en un promedio del 48%. En tan sólo 5 años su capacidad instalada se multiplicó seis veces. Estamos en presencia de la opción energética más dinámica y todos los pronósticos le auguran un crecimiento sostenido durante las próximas décadas.

Este crecimiento ha sido producto de una serie de decisiones políticas enfocadas en la necesidad de introducir fuentes energéticas limpias y renovables en procura de disminuir nuestra dependencia de los combustibles fósiles y así reducir emisiones de gases que provocan el calentamiento global. Aunque también el actual auge de la energía fotovoltaica tiene un factor determinante en la drástica reducción en sus costos. En pocos años hemos asistido a una caída en picada de sus costos de instalación. Durante los últimos 5 años su costo de capital se redujo a la mitad.

Una característica distintiva de la energía solar fotovoltaica es que su utilización a gran escala no implica necesariamente el desarrollo de grandes instalaciones de gran potencia, más bien lo contrario. Su gran aporte energético se dará a través de múltiples unidades de generación distribuida. Tanto desde techos de viviendas particulares como edificios públicos o corporativos, los paneles solares inyectarán energía limpia a la red eléctrica.

Un reciente informe publicado por la Agencia Internacional de Energía muestra que, con los adecuados instrumentos de promoción, la energía solar (fotovoltaica y térmica concentrada) puede ser la principal fuente de electricidad a nivel global para el año 2050, superando a todas las otras fuentes convencionales.

Cabe aquí señalar que el año pasado se instaló mayor proporción de potencia en energías renovables que lo instalado en convencionales como carbón, gas, derivados del petróleo o uranio. Un cambio de tendencia a observar con atención, ya que esto ocurre en un mundo con la “cancha inclinada” en favor de las convencionales, que son las que acaparan la mayor tajada en subsidios y apoyos gubernamentales. 

La generación distribuida permitirá desplegar el enorme potencial renovable existente en todo el país, particularmente en materia solar. Para hacerlo es necesario contar con la factibilidad regulatoria de incorporar la generación distribuida integrada a la red. Varias ventajas justifican esta opción. En primer lugar disminuye la demanda desde los grandes centros de consumo con una consecuente disminución de pérdidas de energía en el transporte. Permite además desplegar un potencial enorme para la energía solar distribuida en espacios urbanos como así también para la eólica en pequeña escala.

Además, esta generación a baja escala, desplaza electricidad en el punto de consumo, donde mayor es el precio de la energía. Es allí donde solar podrá competir más rápidamente. En aquellos sitios del país donde la energía eléctrica no tiene el nivel de subsidios que goza el área metropolitana de Buenos Aires, la generación distribuida tiene mayores chances de tornarse competitiva con muy pocos incentivos.

Para poder contar con este potencial de energía distribuida debe disponerse de una normativa técnica que sea adoptada por los organismos que regulan el servicio eléctrico en las diferentes jurisdicciones del país de modo tal que las potencias y parámetros técnicos que deben cumplir los equipos a integrarse a la red sean similares en todo el país. Los criterios de incentivos a los usuarios generadores deberán ser diseñados para cada región acorde a sus condiciones naturales y regulatorias.

La energía fotovoltaica, como ninguna otra fuente energética, tiene su rol protagónico en la generación eléctrica distribuida, ubicada en el lado de la demanda, es decir, del lado del consumidor. Su integración en el paisaje urbano deberá ser una variable a considerar en el diseño de espacios públicos, edificios y estructuras de nuestras ciudades.

La Ciudad Autónoma de Buenos Aires posee un importante potencial para la generación de energía fotovoltaica debido a la irradiación solar que recibimos en esta latitud. A los pasos que la ciudad ya ha dado en materia de uso de tecnologías de alta eficiencia energética, como la iluminación LED en espacios públicos, ahora debemos dar un nuevo paso hacia el diseño de una ciudad que aproveche la arquitectura urbana para generar energía limpia.

Hasta ahora se han instalado unos pocos sistemas integrados a la red, los dos de mayor potencia se encuentran en la Legislatura de la Ciudad y el otro en el CIFA, uno de los edificios de APrA. (1)

Una ciudad que aproveche la energía solar es perfectamente posible, la tecnología para hacerlo está disponible. Sus costos son cada vez más accesibles y la necesidad de promover la integración de fuentes renovables es innegable dada la emergencia ambiental que representa la amenaza del cambio climático. Las grandes ciudades representan hoy alrededor del 70% de la emisión de gases de efecto invernadero. Convertir a las ciudades en sistemas energéticamente eficientes y de bajas emisiones de carbono es uno de los grandes desafíos de este siglo. La Ciudad de Buenos Aires ya ha iniciado esa transición.

 

Juan Carlos Villalonga

Pte.Agencia de Protección Ambiental (APrA)

Gobierno Ciudad de Buenos Aires

(1) Para una información más completa de lo que sucede con la energía solar en la Ciudad de Buenos Aires, se puede ver “Energía Solar en la Ciudad de Buenos Aires” (APrA)

En vísperas de un viaje, un tema que ustedes conocen

 

Prometo investigar un poco más, pero hay un tema, probablemente proco trascendente, pero que hace a algunas cuestiones prácticas elementales. ¿Por qué razón en Argentina utilizamos este extraño y enchufe de 3 patas?

Es demencial, poco práctico y además, la proliferación de múltiples tipos de enchufes genera más basura y no simplifica algo de los cual no deberíamos gastar un minuto de nuestras vidas. Un ejemplo de cuando la tecnología no nos facilita nada. Cero Ecodiseño.

Nuestros países vecinos utilizan otro tipo de enchufes, somos los diferentes. El resto del mundo utiliza otro tipo de enchufes. Cuando uno hace un somera investigación descubre que a nuestro enchufe lo utilizan:

Argentina, Australia, China (utiliza 3 tipos de enchufes), El Salvador (utiliza 10 tipos diferentes), Fiyi, Guatemala (utiliza 4 tipos), Islas Cook, Kiribati, Nauru, Nueva Zelanda, Okinawa (utiliza 3 tipos), Papúa Nueva Guinea, Samoa (utiliza 4 tipos de enchufes), Samoa Oriental, St. Vincent (Windward) (utiliza 6 enchufes distintos), Tayikistán (utiliza 2 tipos), Timor Oriental (utiliza 4 tipos), Tonga, Uruguay (utiliza 4 tipos), Uzbekistán (utiliza 2 tipos).

Vale señalar que en aquellos países donde utilizan más de una opción, la que utilizamos aquí no es la mayoritaria o preponderante.

En síntesis, utilizamos un modelo que sólo utilizan países que están en las antípodas geográficamente hablando. Ni siquiera hemos utilizado un modelo similar o que vaya camino a ser el modelo común con los países vecinos. ¿No deberíamos acordar y normalizar este tipo de cosas dentro del MERCOSUR?

Prometo continuar esta investigación, pero me debía, en las vísperas de algún viaje, compartir esto que me parece representativo de las tonterías que deberíamos superar.

Continuará…

Cali

¿Puede la energía solar ayudarnos ante los cortes de energía?

Esta es una pregunta bastante recurrente que me han hecho en las últimas semanas dada la ola de calor que atravesamos y los cortes en el suministro eléctrico que se han hecho (una vez más)recurrentes y muy prolongados.

Dada las situaciones verdaderamente dramáticas que se viven al conjugarse las temperaturas extremas, el clima particularmente agobiante en las grandes urbes y la falta de electricidad, se deben adoptar medidas  de emergencia que permitan restituir lo antes posible algunos servicios esenciales, particularmente en los edificios (bombeo de agua, energía ascensores). La respuesta tradicional para restituir el servicio en aquellos sitios donde es esencial sostener el suministro eléctrico, es colocar grupos electrógenos. Entonces la pregunta inicial es si esta respuesta de emergencia, basada en combustibles fósiles, podría ser reemplazada por fuentes limpias, como la energía solar.

La respuesta es NO, pero también puede ser SÍ.

Empecemos por el SI.

Generación renovable del lado de la demanda

La aplicación de las energías renovables de forma distribuida, generando energía en el mismo sitio donde se utiliza -del lado de la demanda- es un campo inmenso que aún no se ha explorado en nuestro país. Es en aplicaciones hogareñas o en edificios corporativos donde la energía solar fotovoltaica, por ejemplo, tiene un potencial inmenso y puede desarrollarse rápidamente. La generación solar y eólica a baja escala, lo que suele denominarse microgeneración, tiene aquí un nicho muy interesante, entre otras cosas, porque compite con el precio final de la energía, el precio que paga el usuario final, lo que facilita su amortización y una más rápida implantación.

No existen inconvenientes técnicos ni se requieren modificaciones estructurales en las redes eléctricas para comenzar a integrar generación distribuida desde los usuarios. En la Argentina existen desde hace más de 10 años experiencias puntuales de instalaciones fotovoltaicas integradas a la red, pero al no estar permitidas dentro del marco regulatorio actual ni, muchos menos, contar con un régimen de promoción, no se ha pasado de la etapa demostrativa.[1]

La energía fotovoltaica y la eólica de baja escala ya son económicamente competitivas en múltiples aplicaciones en sitios donde el suministro eléctrico (red pública) no llega. Así muchos hogares, escuelas, hospitales, puestos de servicios públicos, etc. cuentan con un suministro de electricidad gracias a estas fuentes. Pero éstas también tienen un rol valioso y económicamente conveniente generando para los usuarios de los servicios de distribución eléctrica. La energía fotovoltaica, por ejemplo, puede ser utilizada en las ciudades convirtiendo directamente su energía a corriente alterna para el consumo de los usuarios y volcando los excedentes producidos a la red pública. De ese modo el propietario tendría un medidor bidireccional que contará su consumo y descontará lo aportado por sus paneles a la red general. Esto ya ocurre en muchos países. La energía solar puede así ser masivamente introducida en las ciudades de modo tal que muchos techos y espacios urbanos actúen como auténticos generadores.

La generación distribuida permite aprovechar el potencial de las fuentes renovables a baja escala disminuyendo la demanda de generación desde los grandes centros de producción (centrales térmicas, hidroeléctricas, etc.) y, al mismo tiempo, hace más eficiente al sistema de distribución equilibrando demandas y disminuyendo las pérdidas de energía por transmisión a través de las redes a grandes distancias. La generación renovable del lado de la demanda está íntimamente ligada a una política de uso racional de la energía y es parte esencial a la hora de diseñar un futuro energético con gran integración de renovables.

Aunque existen diferencias regionales y estacionales muy significativas, en la mayor parte del territorio nacional se recibe una insolación muy importante y favorable para el uso de energía solar. La zona centro del país posee una insolación de unos 1.600 kWh/m²/año que es un excelente recurso, comparable con las regiones más insoladas de Europa y donde mayor potencia solar instalada se encuentra. Hacia el norte del país las condiciones son aún más atractivas para el uso de esta fuente de energía. Todo el territorio nacional posee buenas condiciones para aprovechamientos de micro-generación tanto eólica como solar.

La solar fotovoltaica se aproxima cada vez más a precios competitivos con la electricidad de la red. Los resultados de la segunda edición del estudio “PV Grid Parity Monitor” para el sector residencial, muestran que la paridad de red fotovoltaica (momento en que el costo de generar electricidad fotovoltaica es igual al costo de la electricidad de la red) ha avanzado para el segmento residencial en varias de las ciudades analizadas en su último informe, principalmente gracias a la disminución de los costos de instalación.[2]

El mencionado estudio pone de manifiesto que en el segmento residencial la tecnología fotovoltaica ya es competitiva frente a los precios minoristas de electricidad en muchas ciudades (por ejemplo en Sidney, Australia, en México D.F., en las ciudades de Roma o Palermo, en Italia, en Madrid, España, o en algunas regiones de Chile).

Para que el mercado de las renovables de uso residencial pueda desarrollarse, es necesario reducir las barreras administrativas y crear o mejorar los mecanismos regulatorios, por ejemplo las regulaciones de “net-metering”, para permitir así a los “auto-consumidores” volcar a la red su excedente de energía en condiciones atractivas. En el caso de nuestro país, los bajos precios de la electricidad residencial nos alejan de los precios de paridad, pero mediante incentivos apropiados, esa brecha puede acortarse.[3]

Un paso que puede ser muy significativo en este campo es la conformación en el 2011 de la iniciativa llamada IRESUD que procura generar una base de experiencia en relación con la interconexión a la red eléctrica de sistemas solares fotovoltaicos distribuidos, contemplando tanto cuestiones técnicas, económicas, legales y regulatorias. La iniciativa está conformada por dos organismos públicos, la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y la Universidad Nacional de San Martin (UNSAM), y 5 empresas privadas.[4]

Las renovables a baja escala tienen un rol muy importante no sólo produciendo electricidad en los propios domicilios de los consumidores. También la solar térmica (colectores solares) tiene un rol significativo generando calor para sistemas de calefacción/refrigeración y calentamiento de agua por medio de calefones solares. Esta opción es una herramienta muy poderosa para disminuir demanda energética, por ejemplo, desplazando consumo de gas. Estos sistemas son ya competitivos y permitirían ahorros económicos muy importantes, particularmente, para los usuarios que consumen gas envasado, más caro que el distribuido por red.

La expansión de la solar térmica tiene el doble beneficio de generar ahorros de un suministro crítico como el caso del gas y tener, al mismo tiempo, un impacto social importante al permitir ahorros económicos en la población con menos recursos que hoy utiliza garrafas para el calentamiento de agua. Sin embargo es muy baja su implantación a pesar del excelente recurso solar disponible. Se estima unos 50.000 m² de sistemas solares térmicos en operación en la Argentina, mientras Brasil contaba ya con cerca de 4.500.000 m² a finales de 2011. Esta asimetría se debe básicamente a la ausencia de una política de promoción de la tecnología solar térmica y al bajo costo relativo de la energía, debido a los importantes subsidios aplicados a la demanda.

La solar térmica permitiría disminuir la demanda eléctrica y de gas domiciliaria y debiera ser parte de una política de implantación de las energías renovables en el lado de la demanda, del lado de los consumidores. Se estima que por cada 1.500 m² de solar térmico operando se produce un ahorro energético equivalente a 1,6 GWh por año. Estimando una proyección potencial de 6.000.000 m² (0,15 m²/hab.) eso representaría un ahorro de 6.400 GWh al año, un 5,3% de la demanda total del Mercado Eléctrico. Un valor comparable a la energía generada por las plantas nucleares.[5]

Para el caso de la energía solar fotovoltaica la situación es muy importante en términos de su desarrollo reciente, ya que su promedio de crecimiento anual global durante los últimos 10 años es del 48%, habiendo alcanzado la marca de 100 GW en el último año.

El mercado de solar fotovoltaica se segmenta en dos grandes aplicaciones. Por un lado están las instalaciones de generación fotovoltaica que operan como grandes generadores en el mercado eléctrico mayorista (utility-scale PV) y por otro, las aplicaciones de generación distribuida integradas a la red (rooftop PV). Esta últimas generan energía desde el lado del usuario en instalaciones hogareñas, edificios o industrias. La principal componente en el desarrollo del marcado de solar fotovoltaica está dada por estas aplicaciones distribuidas. En el siguiente gráfico se puede ver cuál ha sido la dinámica de las distintas fuentes durante el año 2012 en Europa, allí se puede ver la dimensión del mercado de solar fotovoltaica distribuida (Rooftop PV) 

Capacidad neta de generación añadida en EU 27 durante 2012 (MW)

Esta generación distribuida permite que a la red de distribución eléctrica ingrese energía desde diversos puntos cercanos al consumo, de este modo se evitan pérdidas por transporte de energía y el sistema es más eficiente en su conjunto. Además esta generación distribuida permite que las redes no se vean sobrecargadas al tener que soportar grandes flujos de energía desde un extremo, del lado de la generación a gran escala, hasta los hogares, el otro extremo, la demanda. Es  decir que la energía solar distribuida en la red permite construir un sistema más robusto para hacer frente a los momentos críticos de  mayor demanda. 

La evolución lógica, para la que Argentina viene con enorme retraso, son las llamadas “redes inteligentes” que permiten administrar con máxima eficiencia las diversas fuentes, tanto a gran escala como distribuidas, ajustándose a las demandas de los usuarios.

El sistema eléctrico actual se construyó hace más de cien años. Suministra energía eléctrica a los consumidores comerciales y residenciales, y atiende una demanda que no deja de crecer. Además, se trata de una relación unidireccional: los consumidores son receptores pasivos y no pueden participar como posibles productores domésticos. La mayor parte de la capacidad de generación actual está basada en combustibles fósiles. Para satisfacer tanto la demanda creciente de energía eléctrica, como la necesidad de reducir las emisiones de CO2, es necesario un sistema eléctrico que pueda dar respuesta a estos desafíos de forma sostenible, fiable y viable económicamente.

 

Las redes inteligentes suministrarán más electricidad para atender la demanda creciente, mejorarán la fiabilidad y calidad de la generación, aumentarán la eficiencia energética y serán capaces de integrar en la red a las fuentes renovables, en sus diversas aplicaciones, tanto de alta potencia, como en generación de baja escala. Estas redes tienen la capacidad de responder a la demanda y equilibrar el consumo eléctrico con la generación, así como también tienen el potencial de integrar nuevas tecnologías de almacenamiento de electricidad, y permiten la utilización a gran escala de vehículos eléctricos.

Los sistemas eléctricos sufrirán una importante evolución, mejorando su fiabilidad y reduciendo las pérdidas, las inversiones necesarias, y los costos de mantenimiento. La red, al ser más inteligente, mejorará el control sobre los costos energéticos y será una fuente de energía más fiable para los consumidores, los que podrán producir su propia energía y venderla a las distribuidoras. Los beneficios ambientales de las redes más inteligentes incluirán la disminución de los picos de demanda, la integración de más fuentes renovables y la reducción de emisiones.

 

En síntesis, la integración de la generación solar distribuida en la red (del lado de la demanda) ayuda a  configurar un sistema más fiable,  y por ende, capaz de enfrentar (evitar) las situaciones críticas de alta demanda como las que estamos atravesando. Además permite avanzar  en la dirección correcta configurando una red  eléctrica preparada para los desafíos de este siglo.

 

Ahora veamos por qué NO puede solar dar respuesta a la crisis energética ya desatada.

Para hacerlo transcribo un reciente informe que publicamos en la Agencia de Protección Ambiental (APRA) de la Ciudad  de  Buenos Aires.

 

Ejercicio: cálculo de la factibilidad de utilizar energía fotovoltaica para reemplazar el uso de grupos electrógenos ante los cortes de energía en las redes de distribución

Agencia de Protección Ambiental de la Ciudad de Buenos Aires

Gerencia Operativa de Cambio Climático y Energía

Diciembre 2013

La crisis del sistema eléctrico nacional se evidencia en cada uno de sus segmentos. En épocas de temperaturas extremas, como las actuales, queda expuesta la fragilidad del sistema de distribución eléctrica. Las redes de distribución no están preparadas para sostener los altos consumos que se producen cuando subsisten olas de calor como las registradas en los últimos días de diciembre.

Los cortes de energía eléctrica se tornan frecuentes y cada vez más extendidos. Hasta tanto no se efectúen las debidas inversiones para adecuar dichas redes frente a un consumo que ha ido incrementándose, se deben adoptar medidas de emergencia para enfrentar la coyuntura y disminuir los múltiples inconvenientes que se provocan.

La utilización de grupos electrógenos se hace inevitable a la hora de poder sostener los consumos esenciales en edificios, oficinas, servicios públicos y actividades comerciales que no pueden ser interrumpidas. También las medidas de ahorro energético de emergencia son una respuesta adecuada para enfrentar la coyuntura (ver Anexo).

En este ejercicio verificamos si tal sistema de back up podría ser realizado por fuentes renovables como la solar y se puede ver que, en prácticamente ningún edificio, se podría instalar la cantidad de módulos fotovoltaicos necesarios para cubrir las demandas de energía básica de un edificio, ni siquiera para los meses de mayor generación solar. También la dimensión del banco de baterías es inviable en la mayoría de los edificios.

Esto no quiere decir que la generación fotovoltaica no sea eficaz y muy positiva su implementación masiva en el ámbito urbano, pero tales sistemas deben estar integrados a la red de distribución de manera tal que funcionen como micro-generación que se inyecta en diferentes puntos de la red. Esa generación distribuida hace más eficiente y robusto al sistema de distribución en general.

Para comenzar a utilizar masivamente la generación solar distribuida es necesaria una nueva regulación nacional que permita a los usuarios ser generadores e intercambiar con las distribuidoras sus excedentes. Esta es la solución estructural para tener redes más confiables y eficientes.

En las siguientes páginas se realiza un ejercicio de dimensionamiento de la necesidad de paneles fotovoltaicos para actuar como reemplazo de los grupos electrógenos. Se calcula la superficie necesaria para cubrir con módulos fotovoltaicos suficientes para abastecer los consumos de ascensor, bomba de agua y luces de emergencia de dos edificios.

Ejercicio

1) Cálculo de demanda de energía

kWh/día	Edificio de
	6 Pisos	14 Pisos
Ascensor	16.5	16.5
Bomba	6.7	12.2
Iluminación	5.6	11.2
Total	28.8	39.9

Se estima la demanda de energía para un ascensor, una bomba de agua y luces de emergencia para dos edificios: uno de 7 pisos y uno de 14 pisos.

En cada caso se considera:

El ascensor tiene una demanda de energía promedio de 16.5 kWh por día (una potencia de 3.3 kW, con un uso de 5 horas diarias en promedio).

La bomba del edificio de 7 pisos consume 6.7 kWh al día (una bomba de 3 Caballos, bombeando 3 horas al día) y la del edificio de 14 pisos consume 12.2 kWh al día (una bomba de 5.5 caballos, bombeando 3 horas al día).

La demanda para iluminación se considera de 100 W por piso, durante 8 horas al día: 5.6 kWh al día para el edificio de 7 pisos, 11.2 kWh al día para el edificio de 14 pisos.

En total, entonces, el edificio de 7 pisos consume 28.8 kWh/día[6] para servicios esenciales, y el edificio de 14 pisos requiere de 39.9 kWh/día.

2) Cálculo de Insolación y generación por W pico instalado

	Insolación	Generación
	kWh/m2/día	kWh/kWp/día
Invierno	2.2	3.3
Promedio	4.7	4.8
Verano	7.1	5.0

Se obtienen datos de radiación para la ciudad de Buenos Aires del sitio web de la NASA https://eosweb.larc.nasa.gov/sse/RETScreen/

Se analizan:

La radiación solar promedio, sobre un plano horizontal, es de 4.65 kWh/m2/d

La radiación solar en enero es de 7.05 kWh/m2/d

La radiación solar en junio es de 2.22 kWh/m2/d

Se considera también un 10% de pérdidas en el sistema, y una corrección por efecto de temperatura para el mes de enero de 15% (al aumentar la temperatura, la eficiencia de los módulos fotovoltaicos disminuye).

Dado que los módulos no se colocan horizontalmente, sino con una inclinación óptima, se corrige la insolación: en promedio, la insolación sobre el plano inclinado es un 15% mayor a la del plano horizontal; en el mes de junio, la insolación es un 66% mayor en el plano inclinado, mientras que en enero es un 7% menor.

En conclusión, tenemos que un kW de potencia solar genera 5 kWh de energía al día en un día caluroso de verano, 3.3 kWh al día en invierno y 4.8 kWh/día en promedio.

3) Cálculo de necesidad de potencia y cantidad de módulos

	Cantidad de Módulos Necesarios (250 W)
	6 Pisos	14 Pisos
Invierno	36	50
Promedio	26	34
Verano	24	32

Para abastecer un edificio de 14 pisos (39.9 kWh / día) con energía solar durante el invierno (3.3 kWh/kW/día), se necesitan 12 kW de potencia solar.

Si no se requiere cubrir la demanda de invierno, que es la más desfavorable para la generación solar, sino sólo la demanda promedio (la mitad de los meses del año), se necesitan 8.3 kW de potencia solar.

Si sólo se requiere cubrir las demandas de los días de verano (5 kWh/kW/día), se requieren 7.9 kW de potencia solar.

De igual manera, para un edificio de 7 pisos, se necesitan 8.7 kW de potencia fotovoltaica para el invierno, 6 kW para el mes promedio y 5.7 kW para el verano.

Para aplicaciones de estas potencias, lo más conveniente es conseguir módulos fotovoltaicos de alta eficiencia, que en general tienen alrededor de 250 W por módulo[7]

Entonces para el edificio de 14 pisos se necesitan, por lo menos, 49 módulos para abastecer la demanda en invierno (consideramos 50, para tener una cantidad par de módulos); 34 en promedio y 32 para el abastecimiento de verano.

Para el edificio de 7 pisos se requieren, respectivamente, 36, 26 y 24 módulos.

4) Cálculo de la superficie necesaria

(m2)	Superficie de Terraza Necesaria
	6 Pisos	14 Pisos
Invierno	108	150
Promedio	78	102
Verano	72	96
Sup. Disponible	66	85

Cada uno de los módulos fotovoltaicos de 250 W necesarios tiene 1.00m de ancho por 1.70m de largo. Debido al ángulo en que se los coloca para maximizar su rendimiento, sobre la terraza del edificio ocupan una superficie de 1m de ancho por 1.4m de largo.

Sin embargo, es necesario espaciar estos módulos de manera que no se hagan sombra unos a otros, especialmente en los meses de invierno. En consecuencia, cada módulo fotovoltaico ocupa una superficie total (la superficie propia sobre la terraza y superficie necesaria para su separación del módulo siguiente) de 3m².

Entonces, un edificio de 14 pisos requiere de 150 m2 de terraza para instalar los módulos fotovoltaicos necesarios para cubrir sus necesidades de energía durante los meses del invierno. Igualmente, requiere 102m2 si sólo quiere cubrir su demanda “promedio”, y de 96m2 si quiere cubrir las demandas de verano. Para el edificio de 7 pisos las necesidades de superficie son de 108 m2, 78 m2 y 72m2, respectivamente para invierno, mes promedio y verano.

En el edificio de 14 pisos analizado hay una superficie disponible de 5m por 17 m = 85 m2. En el edificio de 7 pisos, la superficie disponible es de aproximadamente 6 m por 11m = 66 m2 (los cuales, en rigor, no son utilizables en su totalidad porque no se encuentran ubicados de manera regular y tienen caños que podrían dificultar la instalación de los módulos).

5) Conclusión

En ninguno de estos edificios se puede instalar correctamente la cantidad de módulos fotovoltaicos necesarios para cubrir las demandas de energía, ni siquiera para los meses de mayor generación solar.

 

Ahora dimensionamos el banco de baterías necesario para tal sistema:

Debido a las altas potencias demandadas, hay que usar baterías de tipo "estacionarias tubulares de ciclo profundo" como las de Autobat, de 2V. (http://www.autobat.com.ar/)
Para tener un par de días de autonomía, con una demanda de 40 kWh/ día (edificio de 14 pisos) tenemos:

Días de autonomía= 2 (más un día que es el "normal" para cubrir hasta el día siguiente).

Eficiencia del Inversor y carga y descarga de las baterías= 77%

Profundidad de descarga máxima = 80% (si se descarga totalmente la batería, baja su vida útil).
Entonces la capacidad del banco de baterías en términos energéticos es:
C[Wh]=[(2+1) x 40KWh]/[0,77 x 0,8] ≈ 195KWh

Dadas las altas potencias que se requieren para arrancar los motores de ascensor y bomba, se debe dimensionar el banco de baterías con una tensión relativamente alta (para no tener conductores grandes, protecciones costosas y demás). Entonces el banco de baterías se hace de 96V, para lo que se requiere una serie de 48 baterías de 2V.

Entonces la capacidad del banco sería de: C[Ah]= 195KWh/96V ≈2000Ah

Si se usan las baterías tubulares de autobat de 2V y 1000Ah, se necesitan dos series de 48 baterías, en paralelo.

En un piso se pueden apilar dos baterías (separándolas en el medio), por lo que tenemos una superficie de 48 baterías. Si la separamos en dos filas, tenemos 24 baterías en cada lado, y miden 25cm. cada una, por lo que tenemos una habitación que POR LO MENOS mide 6m * 2m ~ 12 m2

Esta habitación tiene que estar separada de los medidores de gas y de energía eléctrica, y estar bien ventilada y a una temperatura estable (si es en un sótano, se tiene que poner una ventilación forzada; si es en la terraza, se tiene que aislar térmicamente para asegurar que no levante ni baje mucho la temperatura)

(Para el edificio de 6 pisos se pueden poner baterías de menor capacidad, pero la cantidad total es la misma para lograr los 96 V, y el tamaño no es mucho menor)

 

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[1] Existe una instalación fotovoltaica funcionando integrada a la red de la distribuidora Edenor en las oficinas de Capital Federal de Greenpeace Argentina desde el año 2001. Este sistema de 1,66 kWp cuenta con un permiso especial del ENRE y la distribuidora. En el marco del Proyecto IRESUD se han puesto recientemente en funcionamiento tres instalaciones fotovoltaicas integradas a la red: Centro Atómico Constituyentes, edificio Tandar: Terraza (3 kWp) y Pérgola (4,6 kWp) y en la Asociación Argentina de Amigos de la Astronomía, Observatorio de Bs.As., Parque Centenario (3 kWp).

[2] “PV Grid Parity Monitor. Residential Sector, 2nd issue”, Mayo 2013, Eclareon S.L. El observatorio de la paridad de red (GPM, por sus siglas en inglés) analiza la competitividad de la tecnología fotovoltaica con respecto al precio de la electricidad de la red para consumidores residenciales y evalúa la regulación de auto-consumo de 19 ciudades, ampliando en esta segunda edición, su radio de análisis a 10 países: Alemania, Francia, Italia, España, Reino Unido, Australia, EE.UU. (California), Brasil, Chile y México.

[3] Existe un Proyecto de Ley en el Congreso Nacional (Expediente: 5589-D-2011) que establece que “El Poder Ejecutivo nacional, a través de la Secretaría de Energía de la Nación y a través de los diferentes entes regulatorios eléctricos, deberán generar los instrumentos legales y técnicos apropiados para que todos los usuarios de servicios de distribución eléctrica puedan ser generadores de energía eléctrica en base a fuentes renovables y puedan volcar esa energía a dicha redes. Estos instrumentos deben estar en plena vigencia en todas las jurisdicciones provinciales para el 31 de diciembre de 2020. En las jurisdicciones que corresponde al Ente Nacional Regulador Eléctrico (ENRE) estas normas deben estar en plena vigencia al 31 de diciembre de 2015.”

[4] El proyecto IRESUD es parcialmente subsidiado con Fondos Argentinos Sectoriales (FONARSEC) a través de la Agencia Nacional de Promoción Científica y Tecnológica (ANPCyT) del Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva (MINCyT). Además de sus participantes directos, cuenta con el apoyo del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), la Secretaría de Energía de la Nación y las Secretarías de Energía de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y de las provincias de Corrientes, Entre Ríos y Santa Fe.

[5] Las estimaciones del potencial y equivalencia energética tomados de “Fortalecimiento del Sector Solar Térmico. Oportunidad de Desarrollo Nacional”, presentación INTI–Gerencia de Proyectos Especiales, Expo Solar Argentina, Buenos Aires, 12/07/2013.

[6] Este número fue validado con facturas de energía eléctrica

[7] http://www.recgroup.com/Documents/Downloadcenter/Solar%20product%20downloads/Solar%20Product%20Datasheets/REC%20PE%20Series%20ENG.pdf