METODOLOGIA PARA EL MODELAJE ESTÁTICO DE UNA …
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INFORME TESIS
METODOLOGIA PARA EL MODELAJE ESTÁTICO DE
UNA SUPERGRID LATINOAMERICANA
POR:
NESTOR ANDRES VERA MENESES
ASESOR:
MARIO ALBERTO RIOS M. PHD
PROFESOR TITULAR
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y
ELECTRÓNICA
BOGOTÁ D.C.
Diciembre del 2017
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Resumen
Este documento propone una metodología de largo plazo para la integración de los sistemas
eléctricos de Latinoamérica por medio de una SuperGrid, usando tecnología VSC-HVDC. Para
esto, se realiza un estudio detallado de los planes de expansión en generación, demanda y
transmisión de los países latinoamericanos considerados en el estudio, con el fin de identificar las
necesidades eléctricas del continente, también se realiza un estudio de las tecnologías actuales y
desarrollos futuros para el funcionamiento del concepto de SuperGrid. El artículo propone el
proceso marco de desarrollo del planeamiento de una SuperGrid caracterizando los sistemas
eléctricos de cada país, la definición de los criterios técnicos para seleccionar el número de nodos
DC de la SuperGrid en cada país, y los corredores tentativos para realizar las interconexiones
regionales. Posteriormente, se propone realizar una optimización de la red HVDC con el propósito
de dimensionar la capacidad de transporte necesaria de dichos corredores, de tal forma que se
cumplan los requerimientos técnicos en estado estable a la vez que se minimizan los costos de
inversión en la red DC. La optimización del problema se realiza en dos etapas, la primera aplica
métodos de evolución diferencial para la optimización de la red de transporte HVDC para cada uno
de los escenarios de generación definidos en el problema con base en escenarios climáticos. La
segunda etapa, consiste en la aplicación del “óptimo de Pareto” evaluando cada uno de los sub-
óptimos obtenidos en la etapa anterior, con base en indicadores técnico y económico para
determinar el resultado óptimo del sistema. La metodología de optimización (primera etapa) se
soporta en el análisis de flujos de carga de la red DC.
Finalmente, la metodología propuesta y las herramientas desarrolladas se emplean en el estudio de
formulación de una primera SuperGrid para Latinoamérica.
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Glosario
ADME Administración del Mercado Eléctrico (Uruguay)
ANDE Administración Nacional de Electricidad (Paraguay)
BID Banco Interamericano de Desarrollo.
CAMMESA Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Argentina)
CAN Comunidad Andina de Naciones (América del Sur)
CELEC EP Corporación Electrica del Ecuador.
CEPAL Comisión Económica para América Latina y el Caribe
CNE Consejo Nacional de Energía (El Salvador)
COES Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional.
CRIE Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (Centro América)
DE Evolución diferencial
ENEE Empresa Nacional de Energía Electrica (Honduras)
EPR Empresa Propietaria de la Red (Centro América)
EREC European Renewable Energy Conuncil
GEI Gases de Efecto Invernadero
GWh Giga vatios hora
HVDC High Voltage Direct Current (Alto voltaje en corriente directa)
LCC Line Commutated Converter
MER Mercado Regional de electricidad (Centro América)
MEER Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (Ecuador)
MIEM Ministerio de Industria, Energía y Minería (Uriguay).
MPPEE Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica (Venezuela)
MTDC Multi-Terminal high-voltaje Direct Current
MW Mega vatios
OLADE Organización Latinoamericana de Energía
PCH Pequeñas centrales hidroeléctricas
SIC Sistema Interconectado Central
SIEPAC Sistema de Interconexión Electrica de los Países de América Central
SIN Sistema Interconectado Nacional
SING Sistema Interconectado del Norte Grande (Chile)
STN Sistema de Transmisión Nacional
UNASUR Unión de Naciones Suramericanas
UPME Unidad de Planeamiento Minero Energética
VSC Voltage Source Converter
WEC World Energy Council
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Contenido
Resumen ____________________________________________________________________ 1
Glosario _____________________________________________________________________ 2
Contenido ___________________________________________________________________ 3
Índice de figuras ______________________________________________________________ 8
Índice de tablas ______________________________________________________________ 10
1 Introducción ____________________________________________________________ 13
2 Objetivos _______________________________________________________________ 15
2.1 Objetivo general _________________________________________________ 15
2.2 Objetivos específicos _____________________________________________ 15
2.3 Alcances _______________________________________________________ 15
3 Marco conceptual para el desarrollo de una SuperGrid. ________________________ 16
3.1 El concepto de una SuperGrid. _____________________________________ 16
3.2 SuperGrid en Europa _____________________________________________ 17
3.3 Operación de una SuperGrid _______________________________________ 20
3.4 HVDC ________________________________________________________ 21
3.4.1 Componentes de un Sistema de Transmisión HVDC ____________________ 22
3.4.2 Tecnologías HVDC ______________________________________________ 23
3.4.3 Tipos de conexión de sistemas de transmisión HVDC ___________________ 27
3.4.4 Ventajas y desventajas de la tecnología HVDC vs HVAC ________________ 31
3.5 UHVAC _______________________________________________________ 36
3.6 Súper Nodo ____________________________________________________ 37
4 Metodología General para el planeamiento de una SuperGrid en América Latina __ 39
4.1 Definición del horizonte de planeamiento _____________________________ 40
4.2 Caracterización de los sistemas eléctricos por país. _____________________ 40
4.3 Definición de nodos DC __________________________________________ 41
4.4 Definición de corredores de transmisión eléctrica _______________________ 41
4.5 Definición del problema a optimizar _________________________________ 42
4.6 Modelo de optimización implementado_______________________________ 43
4.6.1 Selección de escenarios de generación. _______________________________ 44
4.6.2 Algoritmo de Evolución diferencial. _________________________________ 44
4.6.3 Óptimo de Pareto. _______________________________________________ 47
5 Planeamiento de Latinoamérica ____________________________________________ 49
5.1 Guatemala _____________________________________________________ 49
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5.1.1 Demanda de energía eléctrica ______________________________________ 49
5.1.2 Política energética _______________________________________________ 50
5.1.3 Generación _____________________________________________________ 51
5.1.4 Potenciales de Generación _________________________________________ 52
5.1.5 Sistema de transmisión ___________________________________________ 53
5.2 El Salvador _____________________________________________________ 53
5.2.1 Demanda de energía eléctrica ______________________________________ 53
5.2.2 Política energética _______________________________________________ 54
5.2.3 Generación _____________________________________________________ 54
5.2.4 Potenciales de Generación _________________________________________ 55
5.2.5 Sistema de transmisión ___________________________________________ 56
5.3 Honduras ______________________________________________________ 57
5.3.1 Demanda de energía eléctrica ______________________________________ 57
5.3.2 Política energética _______________________________________________ 57
5.3.3 Generación _____________________________________________________ 58
5.3.4 Potenciales de Generación _________________________________________ 58
5.3.5 Sistema de transmisión ___________________________________________ 59
5.4 Nicaragua ______________________________________________________ 60
5.4.1 Demanda de energía eléctrica ______________________________________ 60
5.4.2 Política energética _______________________________________________ 60
5.4.3 Generación _____________________________________________________ 61
5.4.4 Potenciales de Generación _________________________________________ 61
5.4.5 Sistema de transmisión ___________________________________________ 62
5.5 Costa Rica _____________________________________________________ 63
5.5.1 Demanda de energía eléctrica ______________________________________ 63
5.5.2 Política energética. _______________________________________________ 63
5.5.3 Generación _____________________________________________________ 63
5.5.4 Potenciales de Generación _________________________________________ 64
5.5.5 Sistema de transmisión ___________________________________________ 65
5.6 Panamá ________________________________________________________ 65
5.6.1 Demanda de energía eléctrica ______________________________________ 66
5.6.2 Política energética _______________________________________________ 66
5.6.3 Generación _____________________________________________________ 67
5.6.4 Potenciales de Generación _________________________________________ 67
5.6.5 Sistema de transmisión ___________________________________________ 68
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5.7 Colombia ______________________________________________________ 69
5.7.1 Demanda de energía eléctrica ______________________________________ 69
5.7.2 Política energética _______________________________________________ 70
5.7.3 Generación _____________________________________________________ 70
5.7.4 Potenciales de Generación _________________________________________ 71
5.7.5 Sistema de transmisión ___________________________________________ 72
5.8 Venezuela _____________________________________________________ 74
5.8.1 Demanda de energía eléctrica ______________________________________ 75
5.8.2 Generación _____________________________________________________ 75
5.8.3 Potenciales de Generación _________________________________________ 76
5.8.4 Sistema de transmisión ___________________________________________ 76
5.9 Ecuador _______________________________________________________ 77
5.9.1 Demanda de energía eléctrica ______________________________________ 77
5.9.2 Política energética _______________________________________________ 78
5.9.3 Generación _____________________________________________________ 78
5.9.4 Potenciales de Generación _________________________________________ 79
5.9.5 Sistema de transmisión ___________________________________________ 79
5.10 Perú __________________________________________________________ 80
5.10.1 Demanda de energía eléctrica ______________________________________ 80
5.10.2 Política energética _______________________________________________ 81
5.10.3 Generación _____________________________________________________ 82
5.10.4 Potenciales de Generación _________________________________________ 82
5.10.5 Sistema de transmisión ___________________________________________ 83
5.11 Brasil _________________________________________________________ 83
5.11.1 Demanda de energía eléctrica ______________________________________ 83
5.11.2 Política energética _______________________________________________ 84
5.11.3 Generación _____________________________________________________ 84
5.11.4 Potenciales de Generación _________________________________________ 85
5.11.5 Sistema de transmisión ___________________________________________ 86
5.12 Bolivia ________________________________________________________ 87
5.12.1 Demanda de energía eléctrica ______________________________________ 87
5.12.2 Política energética _______________________________________________ 88
5.12.3 Generación _____________________________________________________ 88
5.12.4 Potenciales de Generación _________________________________________ 89
5.12.5 Sistema de transmisión ___________________________________________ 89
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5.13 Paraguay ______________________________________________________ 90
5.13.1 Demanda de energía eléctrica ______________________________________ 90
5.13.2 Política energética _______________________________________________ 91
5.13.3 Generación _____________________________________________________ 91
5.13.4 Potenciales de Generación _________________________________________ 92
5.13.5 Sistema de transmisión ___________________________________________ 92
5.14 Uruguay _______________________________________________________ 94
5.14.1 Demanda de energía eléctrica ______________________________________ 94
5.14.2 Política energética _______________________________________________ 95
5.14.3 Generación _____________________________________________________ 95
5.14.4 Potenciales de Generación _________________________________________ 96
5.14.5 Sistema de transmisión ___________________________________________ 96
5.15 Chile __________________________________________________________ 97
5.15.1 Demanda de energía eléctrica ______________________________________ 97
5.15.2 Política energética _______________________________________________ 98
5.15.3 Generación _____________________________________________________ 99
5.15.4 Potenciales de Generación _________________________________________ 99
5.15.5 Sistema de transmisión __________________________________________ 100
5.16 Argentina _____________________________________________________ 101
5.16.1 Demanda de energía eléctrica _____________________________________ 101
5.16.2 Política energética ______________________________________________ 102
5.16.3 Generación ____________________________________________________ 102
5.16.4 Potenciales de Generación ________________________________________ 103
5.16.5 Sistema de transmisión __________________________________________ 103
6 Red latinoamericana ____________________________________________________ 105
6.1 Demanda de energía eléctrica. _____________________________________ 105
6.2 Generación ____________________________________________________ 105
6.3 Potenciales de generación. ________________________________________ 107
7 Contexto sociopolítico de la integración energética en Latinoamérica ____________ 111
7.1 Escenarios energéticos de Latinoamérica ____________________________ 113
8 Conexiones internacionales en Latinoamérica _______________________________ 116
8.1 SIEPAC ______________________________________________________ 116
8.2 Colombia-Panamá ______________________________________________ 116
8.3 Colombia-Venezuela ____________________________________________ 116
8.4 Colombia-Ecuador ______________________________________________ 117
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8.5 Venezuela-Brasil _______________________________________________ 117
8.6 Ecuador-Perú __________________________________________________ 117
8.7 Chile-Argentina ________________________________________________ 117
8.8 Argentina-Uruguay _____________________________________________ 117
8.9 Argentina-Paraguay _____________________________________________ 118
8.10 Brasil-Paraguay ________________________________________________ 118
8.11 Brasil-Uruguay_________________________________________________ 118
8.12 Brasil-Argentina________________________________________________ 118
8.13 Brasil-Bolivia __________________________________________________ 119
8.14 Resumen de interconexiones en Suramérica __________________________ 119
9 Modelo caso de estudio __________________________________________________ 121
9.1 Supuestos de la SuperGrid ________________________________________ 121
9.2 Configuración geográfica del caso de estudio. ________________________ 122
9.3 Escenarios de generación. ________________________________________ 126
10 Resultados caso de estudio ______________________________________ 129
10.1 Resultados a mediano plazo (Año 2030) _____________________________ 129
10.2 Resultados a largo plazo (Año 2050) ________________________________ 131
11 Conclusiones __________________________________________________ 134
12 Trabajo futuro ________________________________________________ 136
13 Referencias ___________________________________________________ 137
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Índice de figuras
Figura 3.1: Roadmap SuperGrid europea escenario 2050, -80% emisiones GEI [14] ................... 18
Figura 3.2: perspectivas de desarrollo de una red integrando nuevas tecnologías [15] ................. 19
Figura 3.3 Principales componentes de un sistema HVDC [19] .................................................... 22
Figura 3.4 Disposición de una estación conversora para HVDC [18] [20] .................................... 23
Figura 3.5 Sistema HVDC con estaciones conversoras LCC [22] ................................................. 24
Figura 3.6 Diagrama P-Q para un sistema HVDC-VSC [24] ........................................................ 25
Figura 3.7 Sistema HVDC con estaciones conversoras VSC [18] [24] ......................................... 26
Figura 3.8 Enlace HVDC con conexión monopolar con retorno metálico [19] ............................. 27
Figura 3.9 Enlace HVDC con conexión monopolar con retorno por tierra [19] ............................ 28
Figura 3.10 Enlace HVDC-VSC con conexión bipolar con retorno por tierra [19] ....................... 28
Figura 3.11 Enlace HVDC con conexión back-to-back [19] ......................................................... 29
Figura 3.12 Enlace HVDC con conexión multiterminal [19] ........................................................ 29
Figura 3.13 Sistema HVDC Grid. [26] .......................................................................................... 30
Figura 3.14 Enlace HVDC con conexión unitaria .......................................................................... 31
Figura 3.15 Límites técnicos de la transmisión AC en función de la distancia [27] ...................... 32
Figura 3.16 Comparación en el tamaño de las torres AC-DC con una capacidad igual de 3GW. a)
800kV-AC b) 500kV-DC [14] ....................................................................................................... 33
Figura 3.17 Comparación de costos de desarrollo de HVDC y HVAC vs longitud [25] [32] ....... 35
Figura 3.18 Esquema de un Súper Nodo [36] ................................................................................ 37
Figura 4.1 Metodología general para el planeamiento de una SuperGrid en Latinoamérica ......... 39
Figura 4.2 Diagrama de flujo del proceso de optimización ........................................................... 43
Figura 4.3 Esquema utilizado basado en el Óptimo de Pareto ....................................................... 47
Figura 5.1 Esquema unifilar del sistema de transmision de Guatemala [43] ................................. 53
Figura 5.2 Sistema de transmisión de El Salvador [47] ................................................................. 56
Figura 5.3 Esquema unifilar del sistema de transmision de Honduras [43] ................................... 59
Figura 5.4 Esquema unifilar del sistema de transmision de Nicaragua [43] .................................. 62
Figura 5.5 Esquema unifilar del sistema de transmision de Costa Rica [43] ................................. 65
Figura 5.6 Esquema unifilar del sistema de transmision de Panamá [43] ..................................... 69
Figura 5.7 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Colombia actual [56] ....................... 73
Figura 5.8 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Colombia proyectado al 2030 [56] ... 74
Figura 5.9 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Venezuela 2010 [60] ......................... 77
Figura 5.10 Esquema unifilar y disposición geográfica del sistema de transmisión de Ecuador
considerando los próximos proyectos de expansión [64] ............................................................... 80
Figura 5.11 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Perú actual [66] ............................... 83
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Figura 5.12 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Brasil actual [71] ............................ 87
Figura 5.13 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Bolivia proyectado para el 2022 [72]
........................................................................................................................................................ 90
Figura 5.14 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Paraguay actual [74] ....................... 93
Figura 5.15 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Paraguay proyectado para el 2023 [74]
........................................................................................................................................................ 94
Figura 5.16 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Uruguay previsto al 2017 [77] ........ 97
Figura 5.17 Esquema unifilar del sistema de transmisión de SING Chile actual [79] ................. 100
Figura 5.18 Esquema unifilar del sistema de transmisión de SIC Chile actual [79] .................... 101
Figura 5.19 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Argentina norte actual [85] ........... 104
Figura 5.20 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Argentina sur actual [85] .............. 104
Figura 6.1 Participación de recursos primarios en la generación de energía eléctrica en
Latinoamérica ............................................................................................................................... 106
Figura 6.2 esquema geográfico la distribución y cuantificación de recursos de los recursos en
América del Sur [59] .................................................................................................................... 108
Figura 7.1 Proyección de demanda de petróleo y gas natural para los escenarios planteados por el
WEC [86] ..................................................................................................................................... 115
Figura 7.2 Proyección de emisión de GEI para los 3 escenarios planteados por el WEC [86] .... 115
Figura 9.1 Mapa esquemático de la SuperGrid para el caso de estudio ....................................... 126
Figura 10.1 transporte de potencia máxima estimado en la SuperGrid Latinoamericana para un
horizonte de tiempo de largo plazo .............................................................................................. 133
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Índice de tablas
Tabla 3.1: Dimensionamiento Roadmap SuperGrid europea escenario 2050, -80% emisiones GEI
[14] ................................................................................................................................................. 18
Tabla 3.2 Comparación entre tecnologías HVDC-LCC y HVDC-VSC [25] ................................. 27
Tabla 3.3 Rangos de Servidumbres utilizados en Estados Unidos [30] ......................................... 33
Tabla 3.4 Ancho de la zona de servidumbre de líneas de transmisión [m] [31] ............................ 34
Tabla 5.1 Escenarios de demanda .................................................................................................. 50
Tabla 5.2 Potencia instalada según tecnología en Guatemala (dic 2014) [41] ............................... 51
Tabla 5.3 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en Guatemala [41] ........ 51
Tabla 5.4 Plantas candidatas por recurso para el periodo 2015-2030 ............................................ 52
Tabla 5.5 Proyección de Demanda de energía eléctrica en El Salvador [44] ................................. 54
Tabla 5.6 Potencia instalada según tecnología en Guatemala (dic 2016) [44] .................... 54
Tabla 5.7 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en El Salvador [46] ...... 55
Tabla 5.9 Resumen del potencial energético de El Salvador por recurso. ..................................... 56
Tabla 5.9 Proyección de demanda de energía eléctrica en Honduras 2017-2031 [48] .................. 57
Tabla 5.10 Potencia instalada según tecnología en Honduras (dic 2014) [46]............................... 58
Tabla 5.11 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en Honduras [46]........ 58
Tabla 5.12 Potenciales de generación en Honduras por recurso. ................................................... 59
Tabla 5.13 Proyección de demanda de energía eléctrica en Nicaragua 2016-2030 [50] ................ 60
Tabla 5.14 Potencia instalada según tecnología en Nicaragua (dic 2014) [46] .............................. 61
Tabla 5.15 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en Nicaragua [46] ....... 61
Tabla 5.16 Resumen del potencial energético de Nicaragua por recurso. ...................................... 62
Tabla 5.17 Proyección de demanda de energía eléctrica en Costa Rica 2016-2030 ..................... 63
Tabla 5.18 Potencia instalada según tecnología en Costa Rica (dic 2014) [46] ............................. 64
Tabla 5.19 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en Costa Rica [46] ...... 64
Tabla 5.20 Resumen del potencial energético de Costa Rica por recurso ...................................... 65
Tabla 5.21 Proyección de demanda de energía eléctrica en Panamá 2015-2030 [54] ................... 66
Tabla 5.22 Potencia instalada según tecnología en Panamá (dic 2014) [46] ................................. 67
Tabla 5.23 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en Panamá [46] .......... 67
Tabla 5.24 Resumen del potencial energético de Panamá por recurso .......................................... 68
Tabla 5.25 Proyección de demanda de energía eléctrica en Colombia 2016-2030 [56] ................ 70
Tabla 5.26 Potencia instalada según tecnología en Colombia (dic 2016) [56] .............................. 71
Tabla 5.27 Resumen del potencial energético de Panamá por recurso .......................................... 72
Tabla 5.28 Proyección de demanda de energía eléctrica en Venezuela 2016-2030 ....................... 75
Tabla 5.29 Potencia instalada según tecnología en Venezuela (dic 2013) ..................................... 75
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Tabla 5.30 Resumen del potencial energético de Venezuela por recurso ..................................... 76
Tabla 5.31 Proyección de demanda de energía eléctrica en Ecuador 2016-2030 [61] ................... 78
Tabla 5.32 Potencia instalada según tecnología en Ecuador (dic 2014) [62] ................................. 78
Tabla 5.33 Resumen del potencial energético de Panamá por recurso .......................................... 79
Tabla 5.34 Proyección de demanda de energía eléctrica en Perú 2016-2030 [65] ......................... 81
Tabla 5.35 Potencia instalada según tecnología en Perú (dic 2015) .............................................. 82
Tabla 5.36 Resumen del potencial energético de Perú por recurso [65] ........................................ 82
Tabla 5.37 Proyección de demanda de energía eléctrica en Brasil 2016-2030 [67] ...................... 84
Tabla 5.38 Potencia instalada según tecnología en Brasil (dic 2014) ............................................ 85
Tabla 5.39 Resumen del potencial energético de Brasil por recurso [70] ...................................... 86
Tabla 5.40 Proyección de demanda de energía eléctrica en Bolivia 2016-2030 [72] .................... 88
Tabla 5.41 Potencia instalada según tecnología en Bolivia (dic 2013) [73] .................................. 89
Tabla 5.42 Resumen del potencial energético de Bolivia por recurso [72] .................................... 89
Tabla 5.43 Proyección de demanda de energía eléctrica en Paraguay 2016-2030 [74] ................. 91
Tabla 5.44 Potencia instalada en Paraguay .................................................................................... 92
Tabla 5.45 Resumen del potencial energético de Paraguay [74].................................................... 92
Tabla 5.46 Proyección de demanda de energía eléctrica en Uruguay 2016-2030 [76] .................. 95
Tabla 5.47 Potencia instalada según tecnología en Uruguay (dic 2015) [78] ................................ 96
Tabla 5.48 Resumen del potencial energético de Uruguay por recurso ........................................ 96
Tabla 5.49 Potencia instalada según tecnología en Chile (dic 2016) ............................................. 99
Tabla 5.50 Resumen del potencial energético de Chile ................................................................. 99
Tabla 5.51 Proyección de demanda de energía eléctrica en Argentina 2016-2030 [83] .............. 102
Tabla 5.52 Potencia instalada en Argentina Febrero 2017 [84] ................................................... 102
Tabla 5.53 Resumen del potencial energético de Argentina ........................................................ 103
Tabla 6.1 Proyección de demanda de energía eléctrica en Latinoamérica 2016, 2030 y 2050 .... 105
Tabla 6.2 Potencia instalada en Latinoamérica 2016 ................................................................... 106
Tabla 6.3 Proyectos hidroeléctricos de gran escala Binacionales ................................................ 107
Tabla 6.4 Resumen del potencial energético de América del Sur por país y recurso [59] ........... 108
Tabla 6.5 Matriz energética proyectada en América Latina para mediano plazo. ....................... 109
Tabla 6.6 Potencial de generación teórico en América Latina para un escenario de largo plazo. 110
Tabla 7.1 Resumen comparativo de los escenarios planteados por WEC para Latinoamérica [86]
...................................................................................................................................................... 114
Tabla 8.1 Resumen conexiones internaciones en Suramérica (2014). ......................................... 120
Tabla 9.1 Subestaciones propuestas para el caso de estudio en el escenario climático intermedio
...................................................................................................................................................... 122
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Tabla 9.2 Líneas de la red propuesta para el caso de estudio ....................................................... 124
Tabla 9.3 Factor de planta por fuente de generación ................................................................... 127
Tabla 9.4 Escenarios de generación para el caso de estudio. ....................................................... 128
Tabla 10.1 Resultado óptimo para mediano plazo ....................................................................... 129
Tabla 10.2 Resultado óptimo para largo plazo ............................................................................. 131
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1 Introducción
En el marco del COP21 de Paris, la mayoría de los países del mundo han adquirido fuertes
compromisos para mitigar sus emisiones de gases de efecto invernadero. En la conferencia del
COP21, se expuso que la tercera actividad con mayor tasa de emisiones es la generación de energía
eléctrica, razón por la cual esta industria se está volcando hacia una inclusión masiva de energías
renovables con el fin de cumplir con los compromisos adquiridos. Por supuesto, es claro que la
industria de la energía eléctrica mantiene una fuerte inercia tecnológica debido al alto costo de
inversión en la infraestructura de los sistemas; por lo cual, es totalmente inviable plantear una
sustitución total de la tecnología actual por sistemas renovables. Así, el objetivo actual de los
sistemas debe centrarse en la coexistencia de las diferentes tecnologías diversificando la canasta
energética y, a su vez, mejorando índices de confiablidad dentro de cada sistema eléctrico [1].
En respuesta a estas nuevas necesidades a nivel mundial se ha planteado el concepto de SuperGrid,
el cual consiste en establecer interconexiones entre sistemas eléctricos colindantes, conectando
eléctricamente continentes enteros. Se prevé con las SuperGrid facilitar la integración de energías
renovables a gran escala al crear un equilibrio considerando una gran diversificación en la canasta
energética de los diferentes países que se encuentren interconectados a través de la SuperGrid. Por
supuesto, para su desarrollo se crea la necesidad de nuevas tecnologías, muchas de las cuales están
en fase de prototipo o aun presentan limitaciones de capacidad y costos. Tecnologías como HVDC
based on line-commutated converter (LCC-HVDC) technology o HVDC based on voltage source
converter (VSC-HVDC), HVDC multiterminal, HVDC Grids, baterías de alta potencia, sistemas
de control de macro sistemas, entre otras tecnologías; son indispensables para la ejecución óptima
de un proyecto a gran escala como una SuperGrid [2] [3].
En la actualidad, Europa y América del Norte han desarrollado planes de interconexión bajo el
concepto de SuperGrid, planes que servirán como lección aprendida para realizar un planeamiento
óptimo de una SuperGrid en Latinoamérica. Estos proyectos en ejecución evidencian numerosas
ventajas en términos de [4] [5]:
Seguridad de suministro, por el aumento de la confiablidad, la independencia de mercados
energéticos volátiles y por la redistribución de la energía generada.
Provisión de energía renovable, las plantas de generación eléctrica renovable en su
mayoría tienen un principio de intermitencia en el servicio que es minimizado al aumentar
la masa inercial del sistema [6].
Comercio internacional de energía, al aumentar el número de agentes presentes en el
sistema, se presume que la interacción entre dichos agentes en franca competencia fije
bajo un principio optimización del mercado un mejor precio.
Al considerar el potencial energético en Latinoamérica, se encuentran abundantes recursos a lo
largo del continente, recursos tanto convencionales (petrolíferos, gasíferos, carboníferos e
hidráulicos a gran escala) como recursos no-convencionales o renovables. Este gran potencial
energético puede fomentar la cooperación de las diferentes naciones para la integración regional
[7].
Entidades del continente como la Organización Latinoamericana de Energía, OLADE, y el Banco
Interamericano de Desarrollo de América Latina, CAF, han encontrado en esta propuesta una
oportunidad de desarrollo importante de la región [8]. Actualmente, el continente ha avanzado en
términos de una SuperGrid en América Central el proyecto de SIEPAC (Sistema de Interconexión
Electrica para los Países de América Central). Por otra parte, se conocen otros proyectos de
interconexión regional como el SINEA (Sistema de Interconexión Electrica Andina) el cual plantea
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la interconexión de 5 países de Suramérica (Colombia, Ecuador, Perú, Bolivia y Chile). Sin
embargo, todos estos proyectos de conexiones internacionales se han modelado, planeado e
implementado como proyectos independientes.
Este proyecto se encuentra enmarcado en la necesidad de ver a Latinoamérica como un solo sistema
eléctrico integrado. Se busca brindar los lineamientos específicos para modelar un sistema
completo del continente, dando la metodología necesaria para realizar estudios de estado estable y
determinar viabilidad técnica de las futuras interconexiones proyectadas además de exponer las
necesidades de transporte de energía en el continente.
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2 Objetivos
2.1 Objetivo general
Formular una metodología para el análisis de estado estable de una SuperGrid Latinoamericana.
2.2 Objetivos específicos
Identificar los beneficios técnicos de la ejecución de una SuperGrid en Latinoamérica.
Realizar una revisión del estado del arte de los planes de expansión de los países
latinoamericanos, identificando necesidades de demanda, oportunidades de generación
eléctrica, proyectos de expansión y política energética local.
Recolectar información sobre las interconexiones en funcionamiento, fuera de servicio, en
construcción o en fase de planeación, entre países latinoamericanos.
Recolectar información técnica sobre las interconexiones necesarias para el planeamiento
de una SuperGrid en Latinoamérica.
Identificar restricciones técnicas en las interconexiones entre sistemas de trasmisión.
Validar la metodología planteada con un caso de estudio particular.
2.3 Alcances
Se considerara la SuperGrid latinoamericana como la conexión de los países desde
Guatemala a la Patagonia exceptuando las Guayanas.
Se presentara un modelo de red desarrollado sobre un software académico capaz de realizar
pruebas de estado estable en la SuperGrid.
Se consideran estudios de estado estable: flujos de carga.
Se utilizaran tecnologías con modelos desarrollados en los softwares comerciales.
Se expondrá un único caso de estudio como solución a la creación de una SuperGrid en
Latinoamérica e implementación de la metodología propuesta.
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3 Marco conceptual para el desarrollo de una SuperGrid.
3.1 El concepto de una SuperGrid.
SuperGrid es un concepto creado en Europa para denominar la red de transmisión de energía
eléctrica que conecta o conectará a todos los países de Europa, el norte de África, el medio oriente
y Rusia. De forma general, la idea es realizar interconexiones entre redes nacionales de transmisión,
asumiendo éstas como áreas independientes de un sistema macro.
Dichas interconexiones tienen como características principales: largas distancias de conexión y
grandes capacidades de transporte. Estas características limitan las tecnologías a implementar en
los proyectos, tecnologías como el HVAC (tecnología más utilizada en transmisión de energía)
tiene limitaciones de estabilidad ante altas distancias y limitaciones de transporte dependiente del
nivel de voltaje. Por lo cual, se necesita el desarrollo de las tecnologías vanguardistas que permitan
mejorar las distancias y las capacidades de transporte, principalmente la tendencia en los grandes
proyectos está dirigida hacia la implementación de tecnólogas UHVAC y HVDC
Con la interconexión de diversos sistemas eléctricos, se espera facilitar la integración de las
energías renovables a gran escala logrando equilibrio entre las fuentes de energía considerando una
diversificación de las canastas de generación y el aprovechamiento de los recursos naturales de
cada zona de la SuperGrid. Adicionalmente, la introducción de líneas con grandes capacidades de
trasporte complementará el despliegue de soluciones locales (sistemas nacionales) al añadir
flexibilidad de nuevos sistemas de “microgrids”. [9]
La implementación de una SuperGrid lleva a múltiples beneficios técnicos, económicos y
ambientales. Por ejemplo, al aumentar la masa inercial del sistema, la respuesta ante una falla en
cualquier parte de la SuperGrid donde se presente un cambio repentino de voltaje y frecuencia,
muchos generadores ubicados a grandes distancias podrán responder ante la contingencia
minimizando las afectaciones al sistema. Otro ejemplo de beneficios técnicos a nivel de pérdidas
se presenta en el desperdicio en la capacidad de generación de algunas plantas eléctricas,
actualmente, cuando se presentan fuertes temporadas de lluvia las represas hidroeléctricas deben
liberar recurso hídrico al no tener requerimiento inmediato de la energía, con la SuperGrid se puede
plantear una producción plena de las plantas bajo estas condiciones y enviarla a grandes distancias
donde pueda ser consumida. Además de las plantas hidráulicas, los generadores renovables en
condiciones de alto recuso renovable y baja demanda deben realizar desconexiones de unidades de
generación para reducir la generación innecesaria, de esta forma se puede garantizar que toda o casi
toda la energía generada sea consumida mejorando la eficiencia del sistema. [10]
Generalmente en los sistemas eléctricos el principal consumo de energía eléctrica se focaliza en los
centros urbanos, y los recursos naturales para la generación renovable se encuentran en zonas
aisladas del sistema, otro de los beneficios asociados al desarrollo de una SuperGrid es el trasporte
de la energía generada en zonas aisladas hasta los centros urbanos con altas necesidades energéticas,
mediante líneas de trasmisión de grandes distancias y con altas capacidades de transmisión, esto en
un marco de responsabilidad ambiental abre espacio a la inclusión masiva de generación renovable
en todo el sistema.
Desde una perspectiva de mercado, integrando una gran cantidad de mercados eléctricos se espera
que el aumento de agentes en el mercado cree un sistema de competencia que mejore la eficiencia
del mercado y disminuya los precios de la energía, según los modelos de mercado de Sally Hunt
[11].
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3.2 SuperGrid en Europa
En Europa existe una fuerte preocupación por la seguridad energética y el cambio climático. En los
últimos años la comunidad europea ha tomado diversos compromisos para la mitigación en las
emisiones de CO2, lo cual limita en una fuerte medida el uso de combustibles fósiles dentro de la
canasta energética del continente, presentando nuevos retos al sector para la incorporación masiva
de energías basadas en recursos renovables, recursos que en su mayoría se encuentran en zonas
aisladas del continente.
Puntualmente los objetivos y compromisos de la UE son:
Para el año 2020 una reducción en la emisión de GEI de un 20% con respecto al año 1990
Para el año 2030 una reducción en la emisión de GEI de un 40% con respecto al año 1990
Para el año 2050 una reducción en la emisión de GEI de entre 80-95% con respecto al año
1990
Para el año 2030 una canasta energética con por lo menos un 27% de participación de
energías renovables
Garantizar la seguridad energética. [12]
En términos de seguridad energética, la preocupación yace en la dependencia a los combustibles
fósiles, debido a que en general la UE no cuenta con los recursos de materia prima (Petróleo, carbón
y gas) creando una dependencia con el mercado exterior, la volatilidad de dicho mercado refleja un
riesgo latente para la seguridad energética de los países.
En respuesta a esta problemática se planteó el uso de diversas tecnologías a implementar con el fin
de cumplir el objetivo de disminuir emisiones de CO2 y mejorar la seguridad energética en el
continente, se planean tecnologías de “Smart Grid”, “Microgrids” en marcadas en un gran proyecto
denominado SuperGrid.
La UE con miras al desarrollo de una SuperGrid paneuropea se crearon diversas organizaciones y
consorcios, tanto públicos como privados, la más notable de estas organizaciones es “Friends of
the SuperGrid” (FOSG), dicha organización tiene como miembros a las principales compañías de
energía eléctrica del mundo como: ABB, General Electric, Siemens, entre otras compañías locales
de Europa. [13]
Como primer pasó de diseño, que denominan “diseño conceptual” siguen 3 directrices principales:
Diversificación de la canasta energética en el continente
Identificación de los potenciales de generación y localización de las cargas del sistema
Selección de la tecnología necesaria para cada conexión. [14]
Se plantea de forma preliminar las oportunidades de generación y consumo de energía en todo el
continente, se considera el año 2050 con una meta del 80% de reducción de emisiones de GEI y se
determinaron las magnitudes en la transferencia de potencia pico, en la Figura 3.1 y en la Tabla 3.1
se muestra los resultados de este análisis preliminar.
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Figura 3.1: Roadmap SuperGrid europea escenario 2050, -80% emisiones GEI [14]
Tabla 3.1: Dimensionamiento Roadmap SuperGrid europea escenario 2050, -80% emisiones GEI [14]
Interconexión Capacidad adicional
(Existente) [GW]
Utilización
anual [%]
UK&Ireland-France 10(2) 78
UK&Ireland-Nordic 4(0) 90
UK&Ireland-Benelux&Germany 5(0) 81
France-Iberia 46(1) 74
France-Benelux&Germany 14(6) 77
France-Central Europe 12(3) 89
France-Italy&Malta 0(3) 92
Nordic-Benelux&Germany 0(3) 85
Nordic-Poland&Baltic 3(1) 72
Benelux&Germany-Central EU 7(4) 68
Benelux&Germany-Poland&Baltic 12(1) 82
Central EU-Poland&Baltic 0(2) 72
Central EU-South East EU 7(2) 76
Central EU-Italy&Malta 0(5) 69
South East EU-Italy&Malta 8(1) 74
Total 127(34)
Con la información anterior se puede dimensionar las necesidades de líneas de interconexión en
todo el continente, es importante destacar que es un análisis conceptual solo es una guía para
dimensionar ordenes de magnitud.
La estructura básica que sigue el mapa de ruta implementado en la SuperGrid europea es la
presentada por Siemens donde se busca integrar las “Micro Grids” en “Smart Grids” y a su vez en
la SuperGrid como lo muestra la Figura 3.2 [15].
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Figura 3.2: perspectivas de desarrollo de una red integrando nuevas tecnologías [15]
El diseño busca cambiar el esquema jerárquico unidireccional tradicional por un sistema versátil
de conexiones, cargas y generación en todos los niveles de la red, este modelo propuesto por
Siemens brinda mayor confiabilidad en el sistema al crear diversos caminos de suministro de
energía la red es menos propensa a interrupciones de suministro [15].
En FOSG se plantean tres etapas para la ejecución de la SuperGrid, se dividen las etapas
temporalmente, la primera es el presente donde se busca remplazar las plantas térmicas y nucleares
principalmente de Alemania por plantas eólicas tanto “Offshore” como “Onshore” de gran
capacidad, priorizando el uso de la tecnología HVAC en las conexiones de distancia cortas
(<100km) y tecnología HVDC VSC para las distancias largas. Para estas plantas eólicas se crea la
iniciativa North Seas Countries Offshore Grid (NSCOGI) [14] [16]
La segunda etapa corresponde al futuro cercano (antes del 2020). Las metas en esta atapa se
consideran en cuatro direcciones; en primer lugar, se busca continuar con los proyectos eólicos en
el continente para desplazar gradualmente las plantas térmicas y nucleares; en segundo, lugar se
requiere mejorar la integración de los sistemas nacionales para conseguir mayor flexibilidad en los
flujos de potencia, también se espera que los paraqués eólicos Offshore estén conectados entre sí
para lograr nuevos caminos de trasporte entre los países colindantes. El tercer objetivo, corresponde
a la estandarización de las regulaciones técnicas de los proyectos de energía en todo el continente
que brinde una base común para el planeamiento de la SuperGrid. Y por último iniciar con el
modelo necesario para establecer un sistema de mercado continental. [14]
En la última etapa para un futuro lejano (periodo 2020-2050), se espera contar en el continente con
una red totalmente integrada basada en la tecnología HVDC con una alta capacidad de trasporte,
que pueda conectar los grandes parques eólicos del norte, las plantas solares de gran escala en el
norte de áfrica, con los centros urbanos (que son los puntos principales de demanda). También se
contempla en el futuro lejano la posibilidad de conexión con la denominada SuperGrid asiática
encabezada por china, sobre esta última interconexión no se tienen investigaciones ni se encuentra
en el actual planeamiento europeo, pero si está abierta la posibilidad. [14]
De forma general todos los estudios asociados a la SuperGrid europea han arrojado como resultado
la total viabilidad técnica del proyecto planteado al 2050. Todas las tecnologías necesarias ya están
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en una etapa lo suficientemente madura para confiar en una correcta operación a la hora de ser
implementadas. Sin embargo los verdaderos retos que se perciben son a nivel regulatorio, de
mercado y financiero, barreras que en una primera etapa han sido superadas gracias a la figura de
la unión europea.
3.3 Operación de una SuperGrid
Como ya se explicó en literales anteriores el modelo de una SuperGrid busca constituirse como una
capa superior de un gran sistema de potencia como se ve en la Figura 3.2 B, sobre el sistema de la
SuperGrid se conectan los sistemas naciones. A partir de esta idea general, y considerando la
SuperGrid conformada por una red DC, se plantean los siguientes cuatro modelos operacionales
basados en la teoría expuesta en la referencia [17].
Operador Único: bajo este modelo se plantea un único operador del gran sistema continental, dicha
entidad tendría total poder tanto dela red de la SuperGrid como de los diferentes sistemas locales
(sistemas nacionales de transmisión). Este modelo tiene como gran beneficio la eficiencia del
sistema, al crear la posibilidad de optimizar los transportes de energía considerando la congestión
de las diferentes subredes del sistema minimizando las perdidas, por contraparte a nivel regulatorio
se presenta un gran impedimento al necesitar que todos los sistemas locales asociados a la
SuperGrid sean modificados para converger en un solo modelo de operación. Políticas de propiedad
pública sobre las redes naciones como las implementadas en países como Venezuela y Bolivia
impedirían la aplicación de este modelo.
Adicionalmente se necesitaría la creación de una segunda entidad internacional de regulación para
controlar y limitar el poder de mercado que el agente operador puede ejercer, y así pueda garantizar
un mercado óptimo de libre acceso e igualdad de condiciones para los diferentes agentes del sistema
(generadores, transmisores, distribuidores, comercializadores y usuarios).
Po último es importante destacar la tarea titánica que representaría el manejo operacional de un
sistema tan grande y complejo, se necesitaría realizar el trabajo de todos los agentes operacionales
hoy constituidos además del manejo adicional de la SuperGrid y los intercambios de energía entre
los sistemas locales.
Operador de la SuperGrid regulado: se configura con un único operador de red dedicado a la
SuperGrid, el cual consideraría las conexiones con los sistemas locales como fronteras de su red o
usuarios (que inyectan o consumen energía), en consecuencia los sistemas naciones continuarían
con su actual régimen de operación. De esta forma el modelo requiere de menores modificaciones
regulatorias y operaciones al interior de los sistemas locales. Otro beneficio del modelo es la
posibilidad de independizar el control de la potencia activa y reactiva, dado que la SuperGrid tiene
un principio de estructura en tecnología DC, físicamente es imposible considerar el transporte de
potencia reactiva por medio de la SuperGrid, por lo tanto se no pude plantear que el flujo de
potencia reactiva pueda ser manejado por el operador de la SuperGrid y los flujos de potencia
reactiva puede ser manejado por los operadores de red de cada sistema local interconectado,
disminuyendo así la complejidad operacional.
Operador comerciante de la SuperGrid: en este modelo la operación de la SuperGrid depende
las necesidades de intercambio de energía, de esta forma se pueden crear fronteras operacionales
dentro de la SuperGrid, como ventaja ante los demás modelos es la menor necesidad de regulación
dado que el mercado dicta las características de dicho agente, sin embargo esto requiere de un
mercado ideal sin asimetrías de información o fallas de mercado. Como desventaja, al primar el
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interés financiero sobre el interés técnico las pérdidas del sistema así como los costos por
congestión de red no necesariamente serán óptimos para el sistema.
Operador territorial: el modelo busca dividir las necesidades regulatorias entre los sistemas
conectados, manteniendo las fronteras políticas existentes, este modelo se aleja del concepto de la
SuperGrid y puede que limite los intercambios de energía como sucede actualmente en el en
contiene con las conexiones internacionales existentes. Por lo tanto no se considerara como un
modelo viable en el proyecto.
3.4 HVDC
La tecnología High Voltage Direct Current (HVDC) es un sistema de transmisión de energía
eléctrica de alta tensión en corriente continua. Aunque su uso no es muy común se utiliza
principalmente para el transporte de grandes potencias a través de largas distancias, donde la
corriente alterna presenta limitaciones, para el acople de sistemas de corriente alterna con diferentes
frecuencias de operación, o para el acople de sistemas de corriente alterna asíncronos.
La transmisión de electricidad como forma de transporte de energía tiene cerca de 130 años de
historia. Sin embargo, el primer enlace en HVDC se realizó hace aproximadamente 60 años. Aun
cuando los primeros desarrollos eléctricos se presentaron en corriente continua (DC), como la
invención de la pila eléctrica por Alejandro Volta (1799) o la bombilla de vacío atribuida a Thomas
Edison (1879), en la generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica predominó la
corriente alterna (AC). A partir de dichos descubrimientos se desarrollaron las primeras baterías y
generadores en DC, por lo que se planteó realizar la distribución en este formato. Por esa razón en
1882, en Alemania se construyó la primera línea de transmisión de 2 kVDC con una longitud de 50
km y las primeras redes de distribución en Europa y Estados Unidos se utilizaron en baja tensión
DC. Infortunadamente, las pérdidas en los conductores hicieron necesario replantear estos sistemas.
Gracias a los avances técnicos en equipos y máquinas eléctricas como generadores y
transformadores AC fue posible mejorar significativamente la eficiencia de la transmisión de
energía. Esto y la introducción de los sistemas trifásicos, ponderaron el uso y la implementación de
la transmisión y distribución AC sobre la DC. No obstante, la tecnología DC se siguió desarrollando
en paralelo bajo la dirección del Dr. Uno Lamm, considerado el padre del HVDC. Fue así como en
1954 se construyó el primer sistema comercial en HVDC basado en válvulas de arco de mercurio.
Éste consistía en un enlace submarino entre la isla de Gotland y Suecia, que operaba a 10 kV, a una
potencia nominal de 20 MW y una longitud de 98 km.
Con el paso del tiempo la tecnología evolucionó ampliamente, desde los diodos y tubos de vacío
utilizados a principio del sigo XX, pasando por las válvulas de arco de mercurio, la primera y
segunda generación de tiristores (1970 y 1980) y el desarrollo de la tecnología de estado sólido con
los transistores de potencia IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor) en el siglo XXI. Esta
evolución permitió considerar la tecnología HVDC como una opción viable en casos donde se
requiere transportar grandes cantidades de potencia a través de cientos e incluso miles de kilómetros
[18].
En los últimos años, este tipo de sistema de transmisión ha adquirido gran importancia dada su
versatilidad en cuanto a la gestión de la potencia. Los enlaces HVDC además de hacer posible el
transporte eficiente de energía a lo largo de distancias mayores que en AC, han permitido la
interconexión de grandes sistemas AC, que pueden, incluso, operar a diferentes frecuencias, y
adicionalmente, evitan que las fallas se transmitan de un sistema al otro. Otra de sus características
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más importantes es que posee una capacidad de transmisión superior que un sistema de corriente
alterna, empleando la misma infraestructura. Por otra parte, el control de los flujos de potencia a
través de estos enlaces, puede ser tanto automático como programado por un operador, según sea
la necesidad, lo que es muy útil en sistemas interconectados o con generación renovable.
Los sistemas HVDC sirven de enlace entre dos sistemas de corriente alterna, por ello, están
constituidos por cuatro componentes principales: estaciones conversoras en cada extremo del
enlace, la línea de transmisión DC, filtros y el sistema de control. Las estaciones conversoras operan
como rectificador AC-DC a un lado de la línea y como inversor DC-AC al otro. Según el tipo de
semiconductor que se emplee en las estaciones se diferencia dos tipos de tecnología HVDC: LCC
(Line Commutate Converter) que se basa en tiristores y VSC (Voltage Source Converter) que
funciona con base en transistores de potencia IGBT, cada una de estas tecnologías cuenta con
ciertas ventajas y limitaciones. Las diferencias entre las tecnologías HVDC-LCC y HVDC-VSC
dan lugar a diferentes topologías de conexión entre las estaciones, filtrado pasivo o activo y
requieren de sistemas de control diferentes.
Por otra parte, la transmisión HVDC aún no cuenta con un tipo de estándar o reglamento técnico
que normalice esta clase de sistemas. Por esta razón, en la práctica se encuentran proyectos
implementados con niveles de tensión y potencia muy diferentes entre sí. No obstante, para
transmisión se pueden identificar voltajes de operación frecuentes como 100, 230, 300, 500 kV y
los más altos de 600 y 800 kVDC. En cuanto a la potencia transmitida, se evidencian capacidades
nominales desde unos 100 MW hasta los 6 o 10 GW.
En esta revisión del estado del arte de la tecnología HVDC se abordarán las tecnologías que se
utilizan actualmente, las configuraciones de conexión típicas, las ventajas y desventajas de la
tecnología HVDC sobre HVAC como el uso de servidumbres o derechos de vía (Rights of Way –
ROW) y los costos asociados.
3.4.1 Componentes de un Sistema de Transmisión HVDC
Los sistemas HVDC se emplean para conectar sistemas de corriente alterna entre sí, por esta razón
cuentan con dos estaciones conversoras, una a cada extremo de la línea, lo que significa que para
transmitir la energía es necesario realizar dos procesos de conversión uno AC-DC y otro DC-AC.
A su vez, en las estaciones conversoras se requiere el uso de reactores de línea, filtros AC y DC,
compensación reactiva y sistemas de control. Según el tipo de semiconductor que se use en los
rectificadores e inversores se pueden dividir los sistemas HVDC en dos tipos: LCC y VSC, basados
en válvulas de tiristores e IGBTs, respectivamente. En la Figura 3.3 se muestran los principales
componentes de un enlace HVDC independientemente de la tecnología [19].
Figura 3.3 Principales componentes de un sistema HVDC [19]
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En la Figura 3.4 se presenta la disposición de equipos en una estación conversora HVDC monopolar
de 600 MW a 450 kV. Entre los componentes más destacados se encuentran las válvulas de
semiconductores (tiristores o IGBT), los transformadores específicos para aplicaciones HVDC y
los filtros, que además de reducir los armónicos en la onda de voltaje, permiten disminuir la
interferencia electromagnética, mejorar la calidad de potencia de las redes cercanas y aportan un
soporte de potencia reactiva al sistema.
Figura 3.4 Disposición de una estación conversora para HVDC [18] [20]
3.4.2 Tecnologías HVDC
Actualmente, los sistemas HVDC se pueden clasificar en dos tipos según la tecnología de las
válvulas que se emplean en las estaciones de conversión. Estas son: la tecnología HVDC-LCC (Line
Commutate Converter), también conocida como tecnología convencional y la tecnología HVDC-
VSC (Voltage Source Converter); las cuales operan a base de tiristores y transistores de potencia o
IGBTs, respectivamente. La aplicación de una u otra tecnología depende enteramente de las
restricciones de cada proyecto, pues los aspectos que las diferencian son los que determinan que
una tecnología sea aplicable o no en cada caso. A continuación, se describe cada tecnología y se
realiza una comparación entre ellas.
3.4.2.1 HVDC-LCC o HVDC Convencional
Esta tecnología es la más madura, y por tanto, la más usada en la actualidad, se basa en
convertidores de potencia de 6 o 12 pulsos compuestos por válvulas de tiristores (varios tiristores
en serie). Los tiristores son semiconductores controlables cada uno con una alta capacidad de
corriente y de voltaje de bloqueo. Por esto, es la tecnología más utilizada a la hora de transportar
grandes cantidades de potencia (1 – 10 GW) con altos niveles de tensión (300 – 800 kV). En el lado
DC el flujo de la corriente circula en una misma dirección a través de los semiconductores y una
inductancia de gran tamaño (Figura 3.5), por lo que para cambiar la dirección del flujo de potencia
es necesario cambiar la polaridad de los conversores [19]. En el lado AC, el convertidor se comporta
similar a una fuente de corriente, por esta razón los enlaces LCC se caracterizan por el flujo
unidireccional de la potencia.
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En la tecnología LCC se asigna un conversor para el control del voltaje DC en la línea y otro para
el control de la corriente DC (Id) que circula por la misma. De esta forma, según (3.1) se tiene que:
dc
dBdA
dR
VVI
(3.1)
Donde, VdA es el voltaje DC en el nodo del rectificador, VdB el voltaje DC en el nodo del inversor
y Rdc es la resistencia propia del conductor, la cual suele ser muy pequeña para evitar pérdidas [21].
Figura 3.5 Sistema HVDC con estaciones conversoras LCC [22]
Las desventajas de esta tecnología son la generación de armónicos, lo que implica el uso de filtros;
y que sólo es posible controlar su encendido, por tanto, existe un control de la potencia activa pero
no de la reactiva. Por esta razón, requiere compensación reactiva o compensadores estáticos (SVC)
para suministrar esta demanda [18]. Estas necesidades de filtrado y compensación hacen que las
estaciones para los sistemas LCC sean espacialmente grandes en comparación con la tecnología
VSC.
Por otra parte, esta tecnología presenta restricciones en cuanto al punto de conexión a la red HVAC,
pues se requiere de un punto con un nivel de cortocircuito considerablemente alto. Entre más débil
es el nodo AC en relación a la potencia nominal de la estación de conversión HVDC-LCC, mayores
son los problemas de estabilidad de voltaje y potencia, así como la ocurrencia de resonancia de
armónicos de bajo orden. El primer problema se debe a la incapacidad del sistema de proveer los
reactivos necesarios por los conversores para mantener un nivel de voltaje aceptable. El segundo
problema tiene que ver con la presencia de filtros y capacitores en derivación y su interacción con
la impedancia de la red AC, cuando el sistema es débil la impedancia podría generar resonancia a
ambos lados de la estación de conversión, lo que a su vez podría desencadenar en un punto de
operación inestable [23].
La fortaleza de una conexión AC-DC comúnmente se describe en términos del Effective Short-
Circuit Ratio (ESCR). En planeamiento de sistemas de potencia donde se contemplan conexiones
de este tipo se establece un ESCR mínimo de 2,5. No obstante, las técnicas avanzadas de control
han hecho posible operar estos sistemas aun con ESCR por debajo de 2,5, tal es el caso del enlace
HVDC Itaipú en Brasil que se diseñó para un ESCR de 1,7 [23].
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3.4.2.2 HVDC VSC
La tecnología VSC (Figura 3.7) consiste en conversores multinivel compuestos por transistores de
potencia de tipo IGBT dispuestos en serie. Aunque las válvulas de IGBT manejan capacidades de
potencia del orden de 1 GW con tensiones alrededor de los 300 kV (mucho menores en relación a
las válvulas de tiristores), presentan algunas características con las que no cuenta la tecnología
LCC. Los IGBTs tienen la ventaja de poder controlar tanto el encendido como el corte de la
conducción de corriente, lo que permite la gestión independiente de potencia activa y reactiva;
tienen la capacidad de conmutar a altas frecuencias, lo que conlleva a una respuesta dinámica rápida
y una menor cantidad de armónicos; no requieren una referencia de tensión de la red eléctrica. Al
integrar redes AC con este tipo de tecnología HVDC se incrementa su estabilidad y capacidad de
transmisión, contrario a LCC, esta tecnología no tiene ninguna limitación por nivel de corto circuito
en el punto de conexión y el flujo de potencia puede ser bidireccional. La tecnología HVDC-VSC
posibilita el control del flujo de la potencia activa, el flujo de la reactiva, el voltaje AC, el voltaje
DC y la frecuencia de operación.
Para el control se utilizan sistemas multinivel o con frecuencia modulación por ancho de pulsos
(PWM). Estos controladores generan muy poca distorsión armónica y posibilitan la operación de
los conversores de potencia en cualquiera de los cuatro cuadrantes de la Figura 3.6, tal como un
dispositivo STATCOM, manteniendo el voltaje DC constante. La estación inversora controla la
potencia activa, mientras que la estación rectificadora la reactiva [24].
Figura 3.6 Diagrama P-Q para un sistema HVDC-VSC [24]
Una estrategia de control utilizada frecuentemente es el control power-angle, el cual se basa en las
expresiones (3.2) y (3.3). De las cuales se evidencia que la potencia activa que se entrega a la red
AC es controlada al ajustar el ángulo de fase del voltaje UV a la salida del inversor y la potencia
reactiva es controlada al variar la magnitud del mismo (ver Figura 3.7).
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senX
UUP ACC (3.2)
X
UUUQ ACCC cos (3.3)
Donde
P= Potencia Activa entregada al sistema AC
Q= Potencia Reactiva entregada al sistema AC
UC= Magnitud del voltaje en el nodo a la salida del inversor
UAC= Magnitud de voltaje a la salida de la etapa de filtrado
θ = Diferencia angular entre UC y UAC
X= Reactor de línea entre los nodos
Figura 3.7 Sistema HVDC con estaciones conversoras VSC [18] [24]
No obstante, la tecnología HVDC-VSC posee varias limitaciones técnicas como un mayor nivel de
pérdidas e interferencia electromagnética debido a las altas frecuencias de conmutación y la
necesidad de conductores de características especiales para las líneas de transmisión.
La tecnología HVDC-VSC se encuentra en el mercado con diferentes nombres comerciales según
el fabricante. Las referencias comerciales más reconocidas son la versión HVDCPLUS (Power Link
Universal Systems) de Siemens, HVDC-Light de ABB y HVDC MaxSine de GE-Alstom. Los
conversores de Siemens y de GE-Alstom están basados en control multinivel, la tecnología de ABB
utiliza modulación por ancho de pulsos (PWM) para generar la onda fundamental de tensión [19].
En la Tabla 3.2 se realiza una comparación entre las dos tecnologías que se utilizan actualmente en
los sistemas de transmisión HVDC.
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Tabla 3.2 Comparación entre tecnologías HVDC-LCC y HVDC-VSC [25]
Tecnología HVDC-LCC Tecnología HVDC-VSC
Tecnología basada en Tiristores. Tecnología basada en Transistores de potencia
IGBT.
Encendido del semiconductor por acción de control. Encendido y bloqueo del semiconductor por acción
de control. Bloqueo del semiconductor depende del voltaje de la
red.
Convertidores de potencia de 6 y 12 pulsos. Convertidores de potencia multinivel y
multiterminal.
Control basado en ángulo de encendido. Estrategias de control PWM o vectorial.
Alta capacidad de potencia. Menor capacidad de potencia.
Alguna capacidad de sobrecarga. Sin capacidad de sobrecarga.
Genera distorsión amónica. Bajo contenido armónico.
Requiere grandes filtros Requiere algunos filtros pequeños
Bajas pérdidas 0,8 - 0,9% por estación conversora. Pérdidas mayores 1,1 - 1,4% por estación
conversora.
Requiere compensación reactiva del 30 - 60% de la
capacidad total.
Puede consumir e inyectar potencia reactiva como
un STATCOM.
Las estaciones conversoras necesitan amplias áreas
por los filtros y la compensación reactiva.
Reducción de un 40 - 50% del área requerida por una
estación LCC.
Menor costo de inversión. Costo de equipos elevado.
Tecnología madura. Tecnología menos madura.
3.4.3 Tipos de conexión de sistemas de transmisión HVDC
3.4.3.1 Monopolar
Esta configuración emplea un solo conductor para transmitir la electricidad entre las estaciones
conversoras, puede tener retorno por cable (retorno metálico) como en la Figura 3.8 o por tierra
mediante electrodos (Figura 3.9). La conexión monopolar se emplea normalmente en casos donde
la distancia entre las estaciones conversoras es muy grande y el no implementar un retorno metálico
representa un ahorro considerable. También es frecuente en sistemas submarinos, donde el mar
realiza la función de retorno evitando pérdidas en el conductor [18] [19].
Figura 3.8 Enlace HVDC con conexión monopolar con retorno metálico [19]
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Figura 3.9 Enlace HVDC con conexión monopolar con retorno por tierra [19]
3.4.3.2 Bipolar
Esta configuración se logra mediante conversores de potencia de 12 pulsos. Consiste en dos
sistemas monopolares independientes que pueden operar como polo positivo y negativo, lo que
hace posible que puedan funcionar individualmente en caso de que uno de ellos salga de operación.
Por su característica redundante, proporciona mayor confiabilidad al sistema, posee una capacidad
de potencia mayor que una conexión monopolar y es el tipo de conexión más utilizado en la
actualidad. Al igual que en el caso monopolar se pueden encontrar conexiones con retorno metálico
o por medio de electrodos aterrizados, su función es similar al neutro en un sistema trifásico [18]
[19]. En la Figura 3.10 se muestra un esquema de conexión bipolar.
Figura 3.10 Enlace HVDC-VSC con conexión bipolar con retorno por tierra [19]
3.4.3.3 Back-to-back
La conexión mostrada en la Figura 3.11 es de tipo Back-to-back, se utilizan principalmente para
acoplar sistemas asíncronos cercanos o sistemas con frecuencias de operación distintos. Por lo cual,
su ubicación es al interior de la misma subestación y no requiere líneas de transmisión entre los
equipos rectificadores e inversores. La conexión puede ser tanto de tipo monopolar como bipolar
[18] [19].
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Figura 3.11 Enlace HVDC con conexión back-to-back [19]
3.4.3.4 Punto a punto.
Es la configuración más común actualmente. Consiste en la conexión directa entre dos
subestaciones cuando la tecnología HVDC es más rentable o técnicamente mejor que un enlace
HVAC. Una de las subestaciones opera como rectificador y la otra como inversor en función de la
dirección del flujo de potencia. Se emplea también en conexiones submarinas [18] [19].
3.4.3.5 Multiterminal (MTDC)
Este tipo de conexión se utiliza cuando se conectan tres o más subestaciones a un sistema HVDC,
creando así un sistema basado en DC. Su desarrollo es posible mediante estaciones de tipo HVDC-
VSC, debido a que una configuración de conexión en varios puntos puede generar flujos en
diferentes sentidos dependiente del punto de operación dentro y fuera del MTDC, y la tecnología
HVDC-LCC requiere de un apagado total para cambiar la dirección del flujo de potencia. Puede
clasificarse en tres tipos de conexión multiterminal: Paralela, serie y mixta. En el tipo de conexión
paralela todas las subestaciones se encuentran al mismo nivel de tensión como se ilustra en la Figura
3.12, en la conexión serie todas las subestaciones tienen un nivel de tensión diferente y en la mixta
se presentan tanto subestaciones en paralelo como en serie [19].
Figura 3.12 Enlace HVDC con conexión multiterminal [19]
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3.4.3.6 HVDC Grid
El concepto de HVDC Grid nace a partir del concepto de MTDC, el objetivo de esta tecnología es
modelar un sistema DC que cumpla con los requerimientos de seguridad de un sistema AC. La
tecnología MTDC considera conexiones en T de las líneas DC, por lo tanto, una falla en el sistema
produciría una desconexión completa de la red. Por el contrario, con una HVDC Grid se consideran
Nodos y Switch DC, bajo esta configuración es viable sacar de operación una línea DC
manteniendo el funcionamiento de la HVDC Grid. Esta tecnología aún se encuentra en etapa de
investigación principalmente por el desarrollo de dispositivos capaces de funcionar como un Switch
DC. En la Figura 3.13 se muestra el esquema conceptual de la HVDC Grid.
Figura 3.13 Sistema HVDC Grid. [26]
3.4.3.7 Unitaria
La conexión unitaria se encuentra en casos donde la transmisión DC se realiza directamente en el
punto de generación, es decir, el rectificador está conectado directamente al generador para luego,
volver a convertir la energía a AC a la frecuencia del sistema. Este tipo de conexión mostrada en la
Figura 3.14, se utiliza principalmente en centrales hidroeléctricas o plantas eólicas, pues permite
alcanzar la eficiencia máxima de las turbinas, ya que independientemente de la velocidad, el
inversor es capaz de entregar a la red la señal de tensión a la frecuencia fundamental. Su función es
comparable con una conexión back-to-back, con un lado operando a la frecuencia nominal del
sistema y con el otro de manera asíncrona [18] [19].
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Figura 3.14 Enlace HVDC con conexión unitaria
3.4.4 Ventajas y desventajas de la tecnología HVDC vs HVAC
Entre las ventajas de los sistemas de transmisión HVDC sobre HVAC se encuentra que la capacidad
de transmisión de potencia se mantiene constante independientemente de la distancia de la línea,
solo depende del límite térmico del conductor. En contraste, la transmisión AC presenta
restricciones por límites térmicos, regulación de voltaje y estabilidad a medida que la distancia se
incrementa (Figura 3.15). Adicional a esto, la electrónica de potencia que se requiere en las
aplicaciones HVDC posibilita el control efectivo y oportuno del flujo de potencia a través de las
líneas.
Por otro lado, esta tecnología hace posible superar las limitaciones de la transmisión de potencia
por cables subterráneos y submarinos, ya que en AC la distancia máxima está entre 40 y 80 km,
mientras que en HVDC no existe este problema. Por esta razón, se ha realizado una gran cantidad
de interconexiones de islas y parques eólicos offshore utilizando HVDC.
Otra de las ventajas de los sistemas HVDC es que permiten mejorar el desempeño de
interconexiones de sistemas HVAC de gran tamaño, gracias al control del flujo de potencia entre
los sistemas. Así cuando se presenta una falla en alguna de las áreas este control evita que las
perturbaciones se propaguen de un sistema al otro. Además, hace posible la conexión de sistemas
asíncronos mediante un acople HVDC back-to-back, que también es utilizado para conectar
parques eólicos y para control de potencia entre sistemas HVAC a la misma frecuencia.
Por otra parte, los sistemas de transmisión HVDC presentan menores pérdidas técnicas. Aun
cuando las estaciones conversoras tienen pérdidas mayores que las subestaciones convencionales,
la reducción en transmisión hace que en proporción el transporte de energía en HVDC sea más
eficiente. Finalmente, la tecnología HVDC genera un impacto ambiental y visual menor, puesto
que requiere un tamaño de servidumbre más pequeño para transmitir la misma cantidad de potencia
que una línea AC.
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Figura 3.15 Límites técnicos de la transmisión AC en función de la distancia [27]
Entre las desventajas que podría llegar a tener esta tecnología se encuentra el costo de los equipos
y estaciones conversoras, el cual es superior en comparación con sus análogos en AC; no existen
transformadores de niveles de tensión DC; los rectificadores e inversores de electrónica de potencia
producen armónicos, por tanto se requieren filtros; requiere fuentes de energía reactiva; necesita un
sistema de control complejo y según el nivel de voltaje puede generar ruido audible e interferencia
electromagnética [27].
Finalmente se puede considerar una desventaja la problemática asociada a las simulaciones
necesarias para el estudio de las líneas DC, a pesar que las líneas HVDC no son nuevas, los modelos
desarrollados en los softwares comerciales tienen una alta complejidad y baja versatilidad a la hora
de modelar un proyecto puntual. Actualmente estas restricciones en los modelos no permiten
realizar estudios de conexiones DC en sistemas de gran envergadura, lo cual es un gran problema
en la modelación de una SuperGrid.
3.4.4.1 Servidumbres
Como se introdujo anteriormente una de las ventajas de los sistemas de transmisión HVDC es la
reducción del impacto ambiental, debido a la disminución en el tamaño requerido para los
corredores de las líneas de transmisión. Aunque en la actualidad no existe un estándar o reglamento
técnico para las instalaciones HVDC se toma como referencia varios autores entre ellos de artículos
CIGRÉ donde se evalúa la conversión de líneas AC a DC.
Según [28] y [29], la servidumbre o Right-of-Way (ROW) de las líneas de transmisión DC depende
de varios parámetros importantes: la densidad de corriente de iones debajo de la línea, el valor
medio del campo eléctrico, el valor medio del campo magnético, el ruido audible, la forma de las
cadenas de aisladores, el tipo de conductor, entre otros.
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Figura 3.16 Comparación en el tamaño de las torres AC-DC con una capacidad igual de 3GW. a) 800kV-AC b)
500kV-DC [14]
Un error constante en la industria es buscar la comparación de servidumbres entre la tecnología AC
y DC en base al nivel de tensión (500kV-AC con 500kV-DC), la forma correcta de realizar la
comparación es considerando la capacidad en el transporte de potencia. Las estructuras que se
muestran en la Figura 3.16 tienen una capacidad de trasporte de 3GW [14] y se comparan los
tamaños de las torres necesarias entre a) línea trifásica AC de 800 kV y b) línea bipolo DC de 500
kV. Otro punto a destacar en la comparación es que en caso de falla o mantenimiento de las líneas
en al caso AC la conexión queda fuera de servicio y en el caso DC la conexión puede perder uno
de los polos y dejar el otro en funcionamiento, demostrando así una mejor confiabilidad de la
transmisión en un espacio de servidumbre mucho menor. [27]
Adicionalmente, se evidencia que a medida que el número de conductores por polo incrementa, el
espacio de servidumbre disminuye. Esto se debe al campo eléctrico en la superficie del conductor,
el cual es uno de los parámetros más importantes en el efecto corona. Al incrementar el número de
conductores por polo el valor de este gradiente superficial disminuye proporcionalmente, así como
la posibilidad de descargas por efecto corona, las cuales conllevan consecuencias como: pérdidas,
radio interferencia, ruido audible y efectos visuales [29]. Por otra parte, en [30] se presenta un
histograma del tamaño de la servidumbre según el nivel de voltaje para varios casos implementados
en Estados Unidos. Esto se resume en la Tabla 3.3, la cual presenta datos prácticos, dada la falta de
una metodología para la selección de la distancia de servidumbres en la transmisión HVDC.
Tabla 3.3 Rangos de Servidumbres utilizados en Estados Unidos [30]
Voltaje Rango de la
Servidumbre Cant. Reportada
kVDC m
< 230
< 15 51
15 - 38 41
> 38 7
230
< 23 40
23 - 38 36
> 38 30
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Voltaje Rango de la
Servidumbre Cant. Reportada
kVDC m
345
< 23 6
23 - 38 36
> 38 30
500
< 38 4
38 - 53 21
> 53 13
A maneja de ejemplo, para el caso AC, en Colombia el Reglamento Técnico de Instalaciones
Eléctricas (RETIE) establece unas servidumbres mínimas requeridas en función de las tensiones
normalizadas en el país. Estas se muestran en la Tabla 3.4.
Tabla 3.4 Ancho de la zona de servidumbre de líneas de transmisión [m] [31]
Tipo de estructura Tensión [kV] Ancho mínimo [m]
Torres/postes 500 (2 Ctos.) 65
500 (1 Cto.) 60
Torres/postes 400 (2 Ctos.) 55
400 (1 Cto.) 50
Torres 220/230 (2 Ctos.) 32
220/230 (1 Cto.) 30
Postes 220/230 (2 Ctos.) 30
220/230 (1 Cto.) 28
Torres 110/115 (2 Ctos.) 20
110/115 (1 Cto.) 20
Postes 110/115 (2 Ctos.) 15
110/115 (1 Cto.) 15
Torres/postes 57,5/66 (1 o 2 Ctos.) 15
Al realizar una comparación sencilla entre los valores de servidumbre en la Tabla 3.3 y la Tabla
3.4 entre los niveles de tensión de 230 y 500 kV AC y DC, es posible llegar a reducir el espacio
requerido entre un 5 y un 25% para las líneas de 230 kV y de un 20 a un 40% en las de 500 kV.
3.4.4.2 Costos asociados
Uno de los aspectos más importantes a tener en cuenta en la tecnología HVDC es su viabilidad
económica, pues si bien es cierto que los equipos son más costosos que sus análogos en corriente
alterna, existe un punto de inflexión donde es más económico transmitir la potencia en DC.
Típicamente, las estaciones conversoras (rectificadora e inversora) superan ampliamente el costo
de inversión y pérdidas de las subestaciones en AC, esto debido a las válvulas de tiristores o IGBT
que no solo son más costosas, sino que presentan una mayor cantidad de pérdidas. Por otro lado, el
costo de las líneas de transmisión en HVDC es menor al de las líneas en HVAC, pues las pérdidas
de la primera tecnología pueden llegar a ser menores en un 50%. Además, las limitaciones de los
sistemas HVAC hacen que a medida que la longitud se incrementa los costos también aumenten
debido a la necesidad de incluir, por ejemplo, compensación reactiva y/o reactores de línea, sin
mencionar que la servidumbre de las líneas DC es menor que para líneas AC. Todo esto en conjunto
conlleva a la existencia de un punto donde la transmisión de energía es más económica en corriente
continua, por lo general, este punto de infección o distancia crítica está entre los 500 y 800 km para
líneas aéreas [18], [25], [32]. Las distancias en que se presenta este punto de inflexión son mucho
menores para los casos de conexiones subterráneas o submarinas. La relación de costos en el caso
aéreo se puede observar gráficamente en la Figura 3.17.
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Figura 3.17 Comparación de costos de desarrollo de HVDC y HVAC vs longitud [25] [32]
En la referencia [29] del CIGRÉ, se establece una metodología para calcular el costo de una línea
en configuración bipolar y de las estaciones conversoras. Esta metodología consiste en obtener la
función de costos para la línea y las estaciones de conversión a partir de datos de fabricantes. De
esta forma se calcula el costo de la línea y de las estaciones según (3.4) y (3.5), respectivamente.
kmUdcNSbVaClínea /$ (3.4)
Donde,
a= 69950; b= 115,37; c=11,77; d= 10,25
V= Voltaje de polo a tierra (kV)
S=NS1 Sección transversal total (MCM) del conductor de aluminio
S1= Sección transversal del conductor de aluminio
N= Número de conductores por polo
La ecuación (3.5) se recomienda para el cálculo del costo de estaciones conversoras de potencias
iguales o superiores a 4000 MW.
$UPVACt CB (3.5)
Donde,
a= 0,698; b= 0,317; c=0,557
P= Potencia nominal (MW)
V= Voltaje del polo (kV)
Para los posibles promeas de frecuenca de la Super Grid se ppantean dos alternativas en primer
lugar las líneas HVDC tiene un control en el flujo de potencia que puede ayudar a amortiguar las
fluctuaciones de frecuencia, por otra lado las baterías para este fin.
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3.4.4.3 Estandarización del HVDC
Más allá de las problemáticas propias de la tecnología, se presentan retos al integrar sistemas en
una SuperGrid con trasmisión HVDC, y este es el tema de estandarización con el fin de simplificar
los proyectos de conexión, los sistemas de control y disminuir costos. Infortunadamente, no existe
una regulación clara en ningún país del mundo. Para lograr la integración necesaria en un proyecto
de SuperGrid se requiere:
Niveles de voltaje DC: todos los sistemas eléctricos en el mundo cuentan con niveles
típicos asociados a su función (Transmisión, subtrasmisión y distribución), diferentes
niveles de tensión en un sistema AC no es un problema a la hora de buscar la integración
de sistemas puesto que existen los transformadores de voltaje. Sin embargo en el caso DC
no se cuenta con transformadores de voltaje por lo cual manejar niveles de tensión
estandarizados es un tema clave para desarrollar MTDC o una HVDC Grid.
Conceptos para la interconexión de redes locales e inter-área de la red de distribución,
probablemente con diferentes niveles de voltaje DC, con fin de facilitar las conexiones a
nivel de sub-transmisión.
Topologías de red de DC, facilita las simulaciones de planeamiento y operación.
Los principios de control y protección, determina las acciones correctivas y preventivas en
el sistema.
Comportamiento de fallo, con esto se logra establecer los requerimientos mínimos de una
interconexión DC para permitir la conexión de un nuevo proyecto en el sistema. Esta
estandarización funciona actualmente para las conexiones AC, todos los países bajo estudio
cuenta con una norma equivalente al código de redes [33] colombiano.
Tamaños de bloques típicos para estaciones de conversión.
Esta estandarización es primordial para realizar una planeación de proyectos HVDC, ahora
considerando que en el diseño de una SuperGrid se espera que las interconexiones entre los sistemas
se realicen sobre tecnología HVDC debido a la necesidad de cubrir grandes distancias y necesidad
de transporte de grandes cantidades de potencia. En general no existe una estandarización
consensuada sobre los temas ya descritos. Sin embargo, en el modelo planeado de la SuperGrid
Europea se trabaja de la mano de diversos grupos de investigación del “International Council on
Large Electric Systems” (CIGRE), de “European Committee for Electrotechnical Standardisation”
(CENELEC) y de “International Electrotechnical Commission” (IEC), con estos grupos de
investigación se busca cumplir con todas las necesidades de estandarización europea.
3.5 UHVAC
Se considera una conexión UHVAC líneas de transmisión con niveles de voltaje superiores o
iguales a 800kV, en la actualidad los líderes en esta tecnología son los sistemas de China e India.
En china se están implementando líneas de 1000kV y en la India se están planeando líneas de
1200kV, esto evidencia una carencia en la estandarización en el uso de la UHVAC [34].
Las líneas UHVAC se han detectado grandes problemas en el control de potencia reactiva, este tipo
de problemas generan debilidades de estabilidad que pueden ser críticos para el sistema, por lo cual
se hace indispensable el uso de dispositivos FACTS, dispositivos que a su vez requieren de sistemas
control muy robustos capaces de mantener la estabilidad del sistema en cada nodo asociado a las
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líneas UHVAC. Estas tecnologías adicionales necesarias para complementar aumentan los costos
de manera considerable lo que abre el camino a una competencia de costos con líneas HVDC. [35]
3.6 Súper Nodo
Un súper nodo AC es un nuevo concepto desarrollado para realizar conexiones de 2 o más sistemas
HVDC, es una opción tecnológica ideal para realizar conexiones de parques eólicos offshore y/o
plataformas de generación en sitio de gas, para estos tipos de conexiones se requiere de plataformas
colectoras de energía eléctrica, funcionando en corriente alterna debido a las cortas distancias entre
aerogeneradores además de considerar que la salida de estas máquinas es en AC. Posterior mente a
la colectoras se requiere de enviar la energía generada a largas distancias y posiblemente a diversos
puntos de conexión, para dicho transporte dependiendo de la longitud y de la potencia a transportar
la mejor alternativa es HVDC, considerando esto, la subestación colectora puede considerarse un
Súper Nodo, dado su total aislamiento de otros sistemas AC y su aplicación en la interconexión de
diversos sistemas DC como se muestra en Figura 3.18
Figura 3.18 Esquema de un Súper Nodo [36]
Esta tecnología presenta beneficios en si uso por 3 razones principales:
Interconexión de sistemas HVDC de diferentes características técnicas, es un método
confiable para conectar sistemas DC con tecnologías LCC y VSC, también es posible
realizar la conexión de sistemas DC con diferentes niveles de voltaje. A pesar de la
existencia de la tecnología MTDC, para la implantación de esta tecnología actualmente se
requiere que los sistemas DC a interconectar cuenten con características técnicas iguales.
El súper nodo no necesariamente debe operar en frecuencias estándar (50 o 60 Hz), al ser
un sistema aislado se puede permitir el uso de una frecuencia diferente sin afectar los otros
sistemas conectados. Al evitar la restricción del uso de frecuencia se puede estipular que la
frecuencia utilizada en el Súper Nodo depende de los activos que la componen
(aerogeneradores, transformadores, compensadores reactivos), de esta forma se puede
conseguir optimizar perdidas y evita costos asociados a los cambios frecuenciales de los
activos.
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Tiempo de respuesta ante fallas: los actuales sistemas de protección HVDC tienen una
confiabilidad relativa baja, los disparos de la tecnología AC es más rápida y confiable para
el aislamiento de fallas. [37]
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4 Metodología General para el planeamiento de una
SuperGrid en América Latina
El objetivo principal de esta tesis es el planteamiento de una metodología aplicable al planeamiento
de una SuperGrid en América Latina. En la Figura 4.1 se muestra el diagrama de flujo de la
metodología planteada.
Inicio
Caracterización de
los sistemas
eléctricos por país
Definición de
nodos DC
Definición de corredores de
transmisión eléctrica
Definición del modelo de
optimización
Optimización del
problema
Alternativa
Optima
Definición del
horizonte de
planeamiento
Fin
Figura 4.1 Metodología general para el planeamiento de una SuperGrid en Latinoamérica
Con base en la Figura 4.1 se describe cada uno de los pasos a continuación.
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4.1 Definición del horizonte de planeamiento
Considerando que ya se estipularon las oportunidades que plantea una SuperGrid en Latinoamérica,
como primer paso se debe plantear el horizonte de tiempo necesario para su implementación, para
ello se tuvieron las siguientes consideraciones.
La puesta en marcha de una SuperGrid continental requiere de años de planeamiento
técnico, financiero y político además del tiempo de investigación requerido, por lo tanto no
se puede pensar en un planeamiento de corto plazo.
En esta etapa se propone plantear un horizonte de tiempo de largo plazo, considerando las
limitaciones que se tienen por las proyecciones de demanda y generación del continente.
Con el fin de plantear una ruta de ejecución y para identificar las necesidades técnicas del
proyecto se requiere de un punto intermedio.
En las diferentes proyecciones estatales y en las proyecciones de entes investigativos se
consideran las divisiones en distintos horizontes de tiempo, dado un nivel de incertidumbre.
Aplicando esto, los parámetros utilizados al mediano plazo deben tener una relativa baja
incertidumbre, es decir, que se modela la SuperGrid únicamente con datos y proyecciones
con un nivel de estudio avanzado, por criterio de diseño.
Para el largo plazo no se espera contar con la totalidad de la información requerida por lo
cual se plantean diferentes metodologías de extrapolación de datos asociados a supuestos
globales desarrollados por entidades internacionales dedicadas al planeamiento energético.
4.2 Caracterización de los sistemas eléctricos por país.
El principal objetivo de esta etapa, es caracterizar la demanda y generación de energía eléctrica
prevista en el continente. Se puede hablar de varios puntos a desarrollar en esta etapa:
Se deben caracterizar los sistemas en tres espacios temporales. El presente para determinar
la situación actual de cada país; el mediano plazo, con el fin de determinar las necesidades
energéticas; y el largo plazo, con el fin de fijar un objetivo de planeamiento de la
SuperGrid.
Para la caracterización de demanda y generación de energía eléctrica en el presente y
mediano plazo, se plantea el estudio de los informes locales de operación y planeamiento
de cada país. La mayoría de organizaciones estatales del continente tienen estudios
detallados para el planeamiento de sus sistemas eléctricos.
Para la caracterización de demanda y generación de energía eléctrica en el largo plazo, se
consideran estudios globales sobre las proyecciones, esto por dos razones, en primer lugar,
el nivel de incertidumbre a largo plazo es superior a los otros plazos de tiempo por lo que
no es necesario llegar a un mayor detalle, y en segundo lugar, muchos de los países no
cuentan con los instrumentos necesarios para realizar un planeación de este tipo.
El principal resultado de esta etapa es la información de proyección de demanda máxima
y las proyecciones de las matrices eléctrica por país.
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4.3 Definición de nodos DC
De acuerdo con la definición inicial de la SuperGrid, se debe tener claro que el proyecto aquí
planteado tiene como principal objetivo suplir una necesidad de transporte de energía eléctrica a
gran escala en términos de potencia y distancia; por lo que la SuperGrid propuesta sigue el esquema
de HVDC Grid. Por este motivo es necesario entender en detalle las necesidades del continente,
principalmente a nivel de demanda futura y de potenciales de generación. Considerando lo anterior
se contemplan los siguientes lineamientos para la ubicación de los nodos de la SuperGrid.
Nodos de demanda de energía eléctrica: se deben identificar los puntos geográficos con
una gran demanda, para esto se consideraron dos focos principales de consumo el primero
las grandes zonas industriales que actualmente existen en el continente, se detectaron zonas
de grandes producciones de metales, zonas portuarias, producciones de diferentes materias
primas. El segundo foco de consumo son las grandes zonas urbanas, para determinar el
dimensionamiento de dicho consumo actual y proyectado se realizaron revisiones de mapas
de densidad demográfica dado que la cantidad de habitantes en una zona mantiene una alta
correlación de forma directa con el consumo de energía eléctrica de la misma zona.
Inclusión de la totalidad de los países contemplados en el caso de estudio: como restricción
todos los países deben tener por lo menos un nodo de la SuperGrid en su territorio.
Nodos de generación: en la caracterización de los sistemas de cada país, se mantuvo
especial cuidado con la información de proyección de generación identificando zonas con
potenciales naturales para la producción de energía eléctrica con esto se pudieron
identificar zonas necesidades de transporte de energía. Considerando lo anterior se ubican
nodos de generación en inmediaciones de dichas zonas detectadas.
La ubicación de los nodos es zonal: la ubicación que se plantee para cada uno de los nodos
se contempla de manera zonal debido a la naturaleza de la información primaria utilizada,
es decir, se contempla la posibilidad de movimientos y ajustes de los nodos propuestos
4.4 Definición de corredores de transmisión eléctrica
Definir los corredores de transmisión eléctrica, más que un planteamiento propositivo es un
resultado de los pasos anteriores. Ya se proyectaron las necedades de la red y se debe plantear un
red capaz de suplirlas considerando minimización de costos, criterios de límites de voltaje, criterios
de máxima capacidad en etapas de diseño y minimización de pérdidas del sistema. Para cumplir
con los requerimientos se consideran los siguientes criterios de diseño:
Confiablidad del sistema: se requiere como criterio técnico mínimo de confiablidad que
todos los nodos planteados tengan 1 corredor de transmisión eléctrica asociado, con
capacidad de soportar la potencia a transmitir en estado estable una falla N-1.
Trazado de líneas: para determinar la longitud de los corredores de transmisión se utiliza
un software comercial cartógrafo con toda la información vial del continente, se contempla
un trazado bordeando infraestructura vial existente, esta aproximación se contempla bajo
la premisa de facilidad de construcción.
Cargabilidad de las líneas: se considera como criterio de diseño de las líneas una
cargabilidad máxima del 70%, esto con el fin de considerar el crecimiento vegetativo
constante del sistema.
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Capacidad máxima de un circuito: la capacidad de un circuito depende de numerosas
variables (longitud, nivel de tensión, conductor y número de sub-conductores). Por criterio
de diseño en la practicidad del montaje se consideran un máximo de 4 sub-conductores por
fase y máximo 2 circuitos por torre de transmisión.
Restricciones ambientales: el alcance del planeamiento no considera el trazado de las líneas
diseñadas, considerando que los nodos tienen una ubicación zonal no es viable realizar un
trazado exacto de las líneas. Sin embrago, en el actual trazado aproximado no se consideran
violaciones ambientales de gran escala, es decir no se permite que los corredores de
transmisión crucen grandes reservas forestales o cuencas hidrológicas.
4.5 Definición del problema a optimizar
En este punto ya se cuenta con una ubicación aproximada de los nodos de la SuperGrid con los
cálculos proyectados del equivalente de generación y consumo, adicionalmente se tienen los
trazados aproximados de los corredores de transmisión. La razón de realizar una optimización es la
de dimensionar la capacidad de transporte necesaria de dichos corredores, de tal forma que se
cumplan los requerimientos técnicos en estado estable minimizando el costo de la red. Sin embargo,
es importante aclarar que no se considera un límite máximo de inversión.
La optimización del sistema se modela con 3 puntos de variabilidad que son:
Regulación del despacho del sistema: para modelar dicha variabilidad se plantea la creación
de escenarios climáticos que limiten el factor de planta de las fuentes dependientes del
clima y reflejar la complementariedad de le las fuentes convencionales y no
convencionales.
Número de líneas activas del sistema: en la etapa de planteamiento de las líneas de
transmisión se plantean corredores por criterio del diseñador y no técnico, es necesario
caracterizar la necesidad o no de cada corredor. Por lo tanto, de plantea una variable a
optimizar correspondiente a la presencia o no de cada corredor, dicha variable se modela
como un vector “Estatus” de tamaño igual al número de corredores del sistema.
Número de subconductores por corredor: la segunda variable a optimizar es la capacidad
de transporte de cada corredor de transmisión, para ello se modela un conductor de alta
capacidad como la unidad base y se busca la cantidad de estos conductores necesarios para
cumplir con las necesidades técnicas del sistema, se agrupan estos conductores en circuitos
de 4 sub-conductores por fase y 2 circuitos por línea de transmisión.
La optimización del problema se realiza en dos etapas, la primera consiste en un método de
evolución diferencial que se expone en detalle en la sección 4.6.2 de este documento, en esta etapa
se optimizan los vectores objetivos (“Estatus y Número de conductores”) para cada uno de los
escenarios climáticos, obteniendo así una serie de resultados que se llamaron sub-óptimos; así, se
cuenta con el mismo número de resultados sub-óptimos que numero de escenarios planteados.
La segunda etapa, consiste en la aplicación del “óptimo de Pareto” evaluando cada uno de los sub-
óptimos obtenidos en la etapa anterior, en un sentido técnico y otro económico para determinar el
resultado óptimo del sistema. En la sección 4.6.3 se explica en detalle el método implementado.
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4.6 Modelo de optimización implementado
En esta tesis se propone una metodología de optimización de planeamiento de expansión de
transmisión con el algoritmo Evolución Diferencial como primer paso para encontrar las
configuraciones óptimas por escenario climático (sub-óptimos globales). Posteriormente con una
metodología de óptimo de Pareto considerando restricciones de diseño, se encuentra el óptimo del
problema. En la Figura 4.2 se muestra el diagrama de flujo del proceso de optimización.
Inicio subproceso
Selección de Escenario de Generación E=e
Generación aleatoria de población inicial (N alternativas)
Evaluación de viabilidad técnica
Alternativas viables
Evaluación de la función de costos
Guarda la viable solución de menor costo
¿Se cumple la condición de parada?
NO
Generacion nueva poblacion (Evolucion Diferencial)
Población sucesora
SI
Guarda subóptimo correspondiente al escenario E=e
e=total de escenariosNOe=e+1
Cálculo de Puntaje Técnico de cada subóptimo
Cálculo de Puntaje Económico de cada subóptimo
SI
Selección de alternativa optima
Fin Subproceso
Figura 4.2 Diagrama de flujo del proceso de optimización
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4.6.1 Selección de escenarios de generación.
Culminadas las atapas de “Caracterización de los sistemas eléctricos por país” y “Definición de
nodos DC”, se cuenta con la proyección de la generación instalada para cada uno de los nodos
planteados. Sin embargo no se puede contar con toda esa energía como disponible en el sistema, la
energía disponible depende, principalmente, de 3 factores:
Fuente de generación: de acuerdo con el energético primario (renovable o no renovales) la
planta de generación eléctrica tiene un factor de capacidad que limita la energía disponible.
Para el caso de este proyecto se consideran factores de capacidad típicos en Latinoamérica.
Condiciones climáticas del continente: el clima influye directamente el factor de capacidad
de una planta, en especial en las fuentes renovables tienen una fuerte dependencia a las
condiciones climáticas, por lo tanto, se plantea la creación de escenarios a partir de la
variabilidad climática
El despacho: los sistemas eléctricos actuales manejan un sistema de despacho económico
dependiente del costo marginal de cada planta del sistema. Para el caso particular bajo
estudio este tipo de despachos no se encuentra dentro del alcance del proyecto por lo tanto
se realiza una aproximación considerando un despacho porcentualmente igualitario en
todas las máquinas del sistema.
4.6.2 Algoritmo de Evolución diferencial.
Price y Storn propusieron la Evolución Diferencial (DE) como un optimizador de funciones
confiable, versátil y de fácil implementación. La primera publicación sobre este tema fue un reporte
técnico en 1995. Desde entonces este algoritmo ha sido implementado en diversas aplicaciones y
probado en diferentes competencias como IEEE International Contest on Evolutionary
Optimization llevadas a cabo en 1996 y 1997 [38].
El algoritmo de Evolución Diferencial es un optimizador que inicia con una población aleatoria,
por la cual se realiza un muestreo de la función objetivo en múltiples puntos, al igual que otros
métodos evolutivos, la DE genera nuevos puntos como alteraciones a la población inicial, esta
segunda iteración de población se genera con la diferencia escalada de dos vectores de la población
inicial aleatoriamente. Para la selección del resultado óptimo del problema, un vector de prueba
compite contra otro vector de la población, seleccionando el mejor en términos de la función
objetivo. Luego de este proceso comparativo los vectores ganadores se convierten en los padres de
la siguiente generación en el ciclo evolutivo [38].
4.6.2.1 Inicialización del algoritmo de Evolución Diferencial.
La primera etapa de la DE es la inicialización de los parámetros que se quieren variar, se define el
dominio de dichas variables especificando límites superior e inferior (𝑏𝐿 y 𝑏𝑈). Posteriormente, se
genera la población inicial asignando un valor aleatorio, respaldando los límites declarados.
𝑥𝑗,𝑖,0 = 𝑟𝑎𝑛𝑑𝑗(0,1) ∗ (𝑏𝑗,𝑈 − 𝑏𝑗,𝐿) + 𝑏𝑗,𝐿 ( 4.1)
Esta primera población se denomina población de Padres, la cual contiene 𝑁𝑝 vectores D-
dimensionales de parámetros, y se expresa como 𝑃𝑥 y está compuesta por los vectores 𝑥𝑖,𝑔 resultado
de la ecuación ( 4.1).
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𝑃𝑥,𝑔 = (𝑥𝑗,𝑔), 𝑖 = 1,2, … , 𝑁𝑝, 𝑔 = 1,2, … , 𝑔𝑚𝑎𝑥
𝑥𝑖,𝑔 = (𝑥𝑗,𝑖,𝑔), 𝑗 = 1,2, … , 𝐷
( 4.2)
El subíndice 𝑔 = 1,2, … , 𝑔𝑚𝑎𝑥 indica la generación a la cual pertenece el vector. [38]
4.6.2.2 Mutación del algoritmo de Evolución Diferencial.
Luego de la inicialización, el algoritmo muta aleatoriamente algunos de los individuos de la
generación directamente anterior, para producir una población intermedia de vectores mutantes,
𝑃𝑉,𝑔 compuesta por 𝑁𝑝 individuos 𝑣𝑖,𝑔.
𝑃𝑣,𝑔 = (𝑣𝑖,𝑔), 𝑖 = 1,2, … , 𝑁𝑝, 𝑔 = 1,2, … , 𝑔𝑚𝑎𝑥
𝑣𝑖,𝑔 = (𝑣𝑗,𝑖,𝑔), 𝑗 = 1,2, … , 𝐷 ( 4.3)
Cada 𝑣𝑖,𝑔 mutado se crea a partir de la generación anterior
𝑣𝑖,𝑔 = 𝑥𝑟1,𝑔 + 𝐹 ∗ (𝑥𝑟2,𝑔 − 𝑥𝑟3,𝑔) ( 4.4)
Donde F es el factor de escalamiento con 𝐹 ∈ (0,1) número real positivo. Este factor de
escalamiento controla la taza de evolución de la población, es importante destacar que los 𝑣𝑖,𝑔
deben cumplir los límites máximos y mínimos con los que se construyen los 𝑥𝑖,𝑔. [38]
4.6.2.3 Recombinación del algoritmo de Evolución Diferencial.
Para esta etapa es necesario recombinar la población de Padres con la población mutada, para
obtener una nueva población denominada de Hijos, 𝑃𝑢,𝑔 compuesta por 𝑁𝑝 individuos 𝑢𝑖,𝑔.
𝑃𝑣,𝑔 = (𝑢𝑖,𝑔), 𝑖 = 1,2, … , 𝑁𝑝, 𝑔 = 1,2, … , 𝑔𝑚𝑎𝑥
𝑢𝑖,𝑔 = (𝑢𝑗,𝑖,𝑔), 𝑗 = 1,2, … , 𝐷 ( 4.5)
La recombinación entre los vectores Padres y los Mutados de acuerdo con la ecuación (5,6). Con
una probabilidad de recombinación 𝐶𝑟 ∈ [0,1], este parámetro a elección por usuario y controla la
proporción de vectores mutantes que pasan a la generación de hijos. El paso de un padre o un
mutante se realiza por medio de un numero aleatorio, si el numero aleatorio es menor o igual a 𝐶𝑟
el vector hijo sea igual al vector mutante (𝑣𝑖,𝑔) de lo contrario será una copia del vector Padre (𝑥𝑖,𝑔)
[38].
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𝑢𝑖,𝑔 = 𝑢𝑗,𝑖,𝑔 {𝑣𝑗,𝑖,𝑔 𝑠𝑖 (𝑟𝑎𝑛𝑑𝑗(0,1)) ≤ 𝐶𝑟 ó 𝑗 = 𝑗𝑟𝑎𝑛𝑑
𝑥𝑗,𝑖,𝑔 𝑑𝑒 𝑙𝑜 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑟𝑖𝑜
( 4.6)
4.6.2.4 Resultado del algoritmo de Evolución Diferencial.
Por último, se evalúan todos los vectores Hijos (𝑢𝑖,𝑔) en la función objetivo, si el valor es mejor
que el obtenido con alguno de los vectores Padres (𝑥𝑖,𝑔), el Hijo remplaza al padre en la siguiente
generación, de lo contrario el Padre conserva su posición en la población.
𝑥𝑖,𝑔+1 = {𝑢𝑖,𝑔 𝑠𝑖 𝑓(𝑢𝑖,𝑔 ≤ 𝑓(𝑥𝑖,𝑔))
𝑥𝑖,𝑔 𝑑𝑒 𝑙𝑜 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑟𝑖𝑜
( 4.7)
Al obtener una nueva población resultado, esta población se convierte en generación Padres y se
itera de nuevo repitiendo el proceso de mutación y recombinación hasta que se cumple el criterio
de parada que busca el óptimo del proceso.
4.6.2.5 Evaluación en la función de costos
Considerando las alternativas viables, se evalúa la función de costos para cada una. Esta función
considera los aspectos de mayor relevancia diferencial entre las alternativas de solución. Debido a
la diferencia que se presenta en las vidas útiles de los activos eléctricos contemplados, se calculó
el valor anual equivalente (VAE) de cada alternativa. Posteriormente, la función a de costos a
minimizar es el VAE del costo total de la configuración, dado por:
min(𝑓𝑇) = 𝑉𝐴𝐸(𝐶𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙) ( 4.8)
𝐶𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐶𝑖𝐶 + 𝐶𝑖𝐸 + 𝐶𝑖𝑆 + 𝐶𝑖𝐿 ( 4.9)
Existen otros costos asociados a cada alternativa pero se consideran constantes entre las
alternativas; por lo tanto no, son un factor de decisión y no se incluyen en la ecuación de costos
objetivo. La función global, para este caso en especial se compone por las sub-funciones en ( 4.9).
Donde:
𝐶𝑖𝐶 Es el costo de inversión de los conductores, este valor depende la longitud de la línea, el
número de haz por fase y el número de circuitos. Se tomaron costos de referencia del catálogo de
fabricantes.
𝐶𝑖𝐸 Es el costo de las estructuras, este valor depende directamente de la longitud de las líneas
y el número de circuitos asumiendo un máximo de 2 circuitos Bipolares por línea de transmisión.
Se utiliza un vano entre torres de 500m de acuerdo con las especificaciones técnicas de Código de
redes de Colombia.
𝐶𝑖𝑆 Es el costo de servidumbre, depende de la longitud de las líneas y del número de líneas de
transmisión de un corredor. Se utiliza un ancho del corredor de servidumbre de 60m de acuerdo
con los reportes de proyectos HVDC de 745kV.
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𝐶𝑖𝐿 Es el costo de las pérdidas de cada línea de transmisión. Para ello, se toman el Lavelizad
Cost of Energy (LCOE) de $66 UDS/MWh a corte de primer semestre del 2017 con base en [39].
Se tomas costos en USD$ a corte del primer semestre del 2017, y se utilizó una taza de descuento
de 10% para el cálculo del VAE.
4.6.3 Óptimo de Pareto.
Con el algoritmo de evolución diferencial se encuentra una solución óptima para cada uno de los
escenarios; por lo tanto, se encuentran i soluciones sub-óptimas (donde i es el número de escenarios
de genracion). Para el siguiente paso se selecciona la mejor alternativa con un principio de óptimo
de Pareto entre las variables de viabilidad técnica y la función de costos. El óptimo global se
considera como el resultado con mejor puntaje económico que cumple como mínimo con un puntaje
técnico del 95%.
Figura 4.3 Esquema utilizado basado en el Óptimo de Pareto
4.6.3.1 Cálculo del Puntaje Económico
Uno de los resultados del algoritmo de “DE” es el costo de cada uno de los sub-óptimos encontrados
los cuales son normalizados sobre el mínimo costo, dando al mínimo sub-óptimo un puntaje
económico de 1 a los demás asigna puntajes entre 0 y 1 dependiendo del diferencial del costo, de
la siguiente manera:
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𝑃𝐸 = −𝑆𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠
min(𝑆𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠)+ 2
( 4.10)
Donde:
𝑃𝐸 = Vector de puntaje económico, con dimensiones 1xNumero de escenarios.
𝑆𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 = Vector de costos de los sub-óptimos, resultados del “DE”, con dimensiones
1xNumero de escenarios.
4.6.3.2 Cálculo del Puntaje Técnico
Para el puntaje técnico se propone asociar una probabilidad de ocurrencia a cada escenario
climático planteado. Seguido a esto, se evalúa la viabilidad de cada resultado sub-optimal en los
diferentes escenarios climáticos y se suma la probabilidad de ocurrencia de dicho escenario en caso
de viabilidad, tal como lo presenta la siguiente expresión:
𝑃𝑇𝑖 = ∑ 𝑃𝐸𝑗
𝑁𝐸
𝑗=1
𝑠𝑖 𝑋𝑖 𝑒𝑠 𝑣𝑖𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑒𝑛 𝐸𝑗
( 4.11)
Donde:
𝑃𝑇𝑖 = Puntaje técnico de la solución i, con i = al número de sub-óptimos.
𝑃𝐸𝑗 = Probabilidad de ocurrencia del escenario j, con j = al número de escenarios
𝑁𝐸 = Numero de escenarios climáticos
𝑋𝑖 = Sub-optimo i.
𝐸𝑗 = Escenario j.
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5 Planeamiento de Latinoamérica
Para el caso de estudio se contemplan los países comprendidos dentro del proyecto de SIEPAC y
américa del sur. México no se considerara dentro de este proyecto debido a su robusta conexión
con Estados Unidos la cual comprende acuerdo binacionales de cooperación la cual comprende un
total de 9 corredores con una capacidad de 1GW por lo que al incluir a México dentro del proyecto
sería necesario incluir toda américa del norte, lo cual se considera por fuera del alcance del
ejercicio. [40]
En el caso de Belice se cuenta con una conexión a nivel de sub-trasmisión a un nivel de tensión de
115 kV con una capacidad máxima de transmisión de 25 MW, esta conexión en el año 2011 alcanzo
a representar el 35% de la energía eléctrica consumida en Belice, esto refleja dos puntos importantes
con respecto a este país, en primer lugar la demanda total del sistema de Belice es muy pequeño
dado que una conexión de 25MW son suficientes para atender el 35% de la demanda por otra parte
su alta dependencia al mercado de importación refleja una de baja capacidad de generación por lo
tanto a su vez tendría una baja participación sistema de SuperGrid Latinoamericana.
Adicionalmente una conexión con Guatemala tendría que realizarse por el departamento de Peten
el cual tienen fuertes restricciones ambientales para la construcción de proyectos eléctricos razones
que hacen inviable una interconexión en esta zona por lo tanto la no inclusión del país en el proyecto
no afecta considerablemente los resultados [40]
5.1 Guatemala
Para Guatemala se publicó en el 2016 un informe “planes indicativos de generación y transmisión”
por el ministerio de Energía y Minias del Gobierno de Guatemala [41]. Dicho informe recoge
información hasta diciembre del 2014 del sector de energía
5.1.1 Demanda de energía eléctrica
La proyección de energía eléctrica en Guatemala se realiza con base en las proyecciones de
población y PIB. La población ha tenido un crecimiento que se podría considerar casi constante en
el periodo 1996-2014 con un crecimiento del 2.4% anual con una población para el 2014 de
15’806.675 habitantes. En cuanto al PIB se tiene reportado los años 2000-2014 con un crecimiento
porcentual que varía entre el 0.5% y el 6.5% anual, el periodo de menor crecimiento coincide con
la crisis economía del 2009, por esta razón se puede considerar que la economía de Guatemala tiene
un crecimiento positivo.
Estos datos exponen un crecimiento contante del país por lo tanto se pude asumir que el crecimiento
en la demanda de energía eléctrica en el país tendría un comportamiento análogo.
En el plan de expansión de Guatemala se presenta un escenario de demanda de energía eléctrica
hasta el año 2030, en la Tabla 5.1 se muestran los escenarios de eficiencia energética y el escenario
medio considerando perdidas y proyectos industriales.
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Tabla 5.1 Escenarios de demanda
Escenario Medio + PI +
PER
Escenario de eficiencia
energética
Año Demanda
[GWh/año]
Demanda
[MW]
Demanda
[GWh/año]
Demanda
[MW]
2014 10.962 1.800 9.491 1.602
2015 11.566 1.906 9.837 1.664
2016 12.102 1.996 10.176 1.726
2017 13.308 2.163 10.517 1.788
2018 13.854 2.253 10.938 1.858
2019 14.414 2.346 11.371 1.931
2020 14.972 2.439 11.796 2.003
2021 16.528 2.644 12.203 2.072
2022 17.095 2.738 12.620 2.143
2023 17.679 2.834 13.066 2.216
2024 18.268 2.931 13.509 2.290
2025 18.874 3.030 13.961 2.366
2026 19.484 3.129 14.420 2.442
2027 20.063 3.222 14.904 2.524
2028 20.657 3.316 15.400 2.606
2029 21.273 3.415 15.907 2.690
2030 21.880 3.513 16.426 2.776
5.1.2 Política energética
La política energética ha analizado e identificado diferentes líneas de intervención, el objetivo de
dividir las líneas de intervención es la de mejorar el los puntos que se consideran problemáticos en
la actualidad, dichas líneas son:
Seguridad del abastecimiento de electricidad a precios competitivos
Seguridad del abastecimiento de combustibles a precios competitivos
Exploración y explotación de las reservas petroleras con miras al autoabastecimiento
nacional
Ahorro y uso eficiente de la energía
Reducción del uso de la leña
En Guatemala la energía eléctrica solamente constituye el 8% de la canasta energética por debajo
de los derivados del petróleo y la leña razón por la cual el ministerio está dando vital importancia
a los consumos de los energéticos contaminantes. A pesar de ello, en los últimos años se ha
presentado un aumento exponencial
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5.1.3 Generación
Guatemala cuenta con una canasta energética relativamente diversa debido a que tiene participación
de muchas fuentes de energía, sin embargo, se denota una fuerte dependencia a los combustibles
fósiles con una participación del 42.2%, lo que a su vez produce una alta ineficiencia en términos
de emisiones GEI, en la Tabla 5.2
Tabla 5.2 Potencia instalada según tecnología en Guatemala (dic 2014) [41]
Tecnología Potencia [MW] Participación [%]
Hidráulica 1.033,3 31,7
Geotérmica 49,2 1,5
Eólica 52,8 1,6
Cogeneración 669,2 20,5
Solar 80,0 2,5
Biogás 1,3 0,0
Térmica 1.376,2 42,2
Total 3.262,0 100,0
Existe una fuerte componente de la energía eléctrica que se utiliza en Centro América dependiente
de las exportaciones que realiza Guatemala en los últimos años, que han crecido considerablemente
desde que se estableció esta alternativa en el 2000. En la Tabla 5.3 se muestran las exportaciones
en los periodos 2000-2014.
Tabla 5.3 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en Guatemala [41]
Año Importaciones
[GWh]
Exportaciones
[GWh]
Importación Neta
[GWh]
2.000 122,9 840,9 -718,0
2.005 23,2 335,4 -312,2
2.007 8,1 131,9 -123,8
2.008 4,7 76,0 -71,3
2.009 37,2 94,1 -56,9
2.010 362,3 138,9 223,4
2.011 525,6 193,4 332,2
2.012 225,8 195,6 30,2
2.013 266,6 587,9 -321,3
2.014 496,9 986,4 -489,5
El aumento de las exportaciones demuestra, en primer lugar, el potencial energético con el que
cuenta Guatemala, y en segundo lugar, una necesidad de energía por parte del resto de países de
Centro América ya que el cerca del 90% de estas exportaciones se realizan por medio del proyecto
SIEPAC. Por otra parte es importante aclarar que en su mayoría las importaciones se realizan desde
México.
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5.1.4 Potenciales de Generación
Energía hidráulica
Guatemala es un país compuesto por sistemas montañosos de los cuales se derivan dos regiones
con altos potenciales hidrológicos, cuencas hídricas que desembocan en el Océano Pacifico y las
que desembocan en el Océano Atlántico. Se estima que se cuenta con un potencial de generación
en el país de 6000MW de los cuales hay instalados actualmente 16.39%, dejando disponible un
potencial de 5016.6MW. [41]
Energía Solar
Guatemala cuenta con un potencial de generación fotovoltaico promedio de 5.3kWh/m2/dia. En las
zonas del sur del país se presentan potenciales de generación hasta de 6.4kWh/m2/dia.
Energía eólica
El potencial eólico en Guatemala se ubica en las zonas altas del centro del país y se estima que se
cuenta con un recurso aprobable de hasta 280MW de los cuales, se encuentran instalados
actualmente 52.8MW
Energía Geotérmica
Guatemala es un país con muchos volcanes y se han encontrado numerosas oportunidades de
inversión en generación Geotérmica, sin embargo en su mayoría las zonas con este potencial se
encuentran en áreas de reserva naturales nacionales, lo que ha impedido un estudio exhaustivo sobre
el potencial real del recurso. Por otra parte el Instituto Nacional de Electrificación (INDE) según el
acuerdo gubernativo 842-92 inicio un proceso de evaluación del potencial Geotérmico en el país,
sin embargo aún no se cuenta con dichos análisis. [42]
Plantas Candidatas
Basados en los potencies de los recursos del país se determina el potencial utilizable en para los
próximos 15 años de esta forma se plantea en la Tabla 5.4 la oportunidad de generar hasta
6102.3MW de todos los recursos del país.
Tabla 5.4 Plantas candidatas por recurso para el periodo 2015-2030
Recurso Cantidad Potencia [MW]
Agua 66 3.550,3
Geotérmica 3 300,0
Sol 8 187,0
Híbridos 4 316,0
Eólico 3 101,0
Bunker 4 445,0
Carbón 2 600,0
Gas Natural 4 603,0
Total 6.102,3
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5.1.5 Sistema de transmisión
El sistema de transmisión cuenta con 23 líneas de 230 kV a corte de diciembre del 2014, cuentan
con niveles de tensión inferiores para la distribución de energía eléctrica (138 kV y 69 kV).
Guatemala cuenta con una línea de 400 kV para la interconexión con México, esta línea se
encuentra entre las subestaciones de Tapachula (México) y Los Brillantes (Guatemala), con una
capacidad de transporte de 225 MVA y un banco de reactores de 50 MVAr.
Figura 5.1 Esquema unifilar del sistema de transmision de Guatemala [43]
En la Figura 5.1 se muestra el diagrama unifilar del sistema de transmisión de Guatemala
considerando sus conexiones internacionales
5.2 El Salvador
Para El Salvador se publicó en el 2016 un informe “Actualización del Plan Indicativo de la
Expansión generación 2016-2026” por el Consejo Nacional de Energía (CNE) del Gobierno de la
Republica de El Salvador [44]. Dicho informe recoge información hasta diciembre del 2014 del
sector de energía
5.2.1 Demanda de energía eléctrica
La estrategia de El salvador para la proyección de demanda de energía eléctrica se puede considerar
un poco gruesa con respecto a la realidad, se considera un promedio del crecimiento de los últimos
10 años y se aplica como constante en la ventana de proyección 2016-2026, adicionalmente se
presenta un único escenario de crecimiento, considerando esto se presentan los datos de la ¡Error!
No se encuentra el origen de la referencia. y de extrapola con la misma estrategia de planificación
utilizada por el informe hasta el año 2030 (horizonte de investigación). Al consideras un
crecimiento constante de la demanda de energía eléctrica también se asume constante un factor de
carga de 68%.
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Tabla 5.5 Proyección de Demanda de energía eléctrica en El Salvador [44]
Año Energía [GWh] Potencia [MW]
2015 6.427,9 1.046,4
2016 6.449,2 1.072,6
2017 6.610,4 1.099,5
2018 6.775,7 1.126,9
2019 6.945,1 1.155,1
2020 7.118,7 1.184,0
2021 7.296,6 1.213,6
2022 7.479,1 1.243,9
2023 7.666,0 1.275,0
2024 7.857,7 1.306,9
2025 8.054,1 1.339,6
2026 8.255,5 1.373,1
2027 8.461,9 1.407,4
2028 8.673,4 1.442,6
2029 8.890,3 1.478,7
2030 9.112,5 1.515,6
5.2.2 Política energética
Se ha detectado en el país una fuerte preocupación por su dependencia térmica en la canasta
energética, por lo cual el gobierno de El Salvador en conjunto con el Consejo Nacional de Energía
(CNE), han realizado estudios para evaluar la potencial generación con fuentes renovables y la
viabilidad de dicho potencial. Para ello se desarrolló un plan maestro para la inclusión de energías
renovables en El Salvador [45].
5.2.3 Generación
La capacidad instalada para el 2016 de El Salvador se puede ver en la Tabla 5.6 donde se evidencia
que en su mayoría el país depende de una generación térmica, donde cerca del 40.4% de la
generación depende combustibles con alto nivel de emisiones de GEI [44]
Tabla 5.6 Potencia instalada según tecnología en Guatemala (dic 2016) [44]
Tecnología Potencia [MW] Participación [%]
Hidráulica 552,6 29,5
Geotérmica 204,4 10,9
Cogeneración 129,5 6,9
Biogás 228,4 12,2
Térmica 756,6 40,4
Total 1.871,5
Las importaciones de energía eléctrica en el Salvador constituyen cerca de 18.8% de su demanda,
la principal fuente de importación es Guatemala y en los últimos años las importaciones han crecido
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considerablemente, en la Tabla 5.7 se muestran las importaciones y exportaciones de energía
eléctrica en El Salvador para los últimos años. [46]
Tabla 5.7 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en El Salvador [46]
Año Importaciones
[GWh]
Exportaciones
[GWh]
Importación Neta
[GWh]
2.000 807,7 11,7 796,0
2.005 322,1 37,8 284,3
2.007 38,4 6,7 31,7
2.008 83,1 88,9 -5,8
2.009 208,5 78,7 129,8
2.010 174,2 89,0 85,2
2.011 215,8 101,6 114,2
2.012 163,4 78,0 85,4
2.013 373,8 90,8 283,0
2.014 588,5 207,8 380,7
5.2.4 Potenciales de Generación
En [45] se evalúan diferentes potenciales de generación de las fuentes renovables de El Salvador y
se desarrollan los siguientes puntos:
Energía Hidráulica: el enfoque de tomar la generación hidráulica como renovable se basa en la
instalación de PCHs, por lo cual se detectaron 209 sitios posibles para la instalación de estas plantas,
dichas ubicaciones están principalmente en la región occidental del país.
Energía Fotovoltaica: el país cuenta con pequeñas plantas de generación fotovoltaica que suman
poco más de 160 kW, la actual capacidad instalada se encuentra en manos de privados con el
objetivo de la autosuficiencia de los agentes probados. Por lo tanto se puede considerar que esta
tecnología es nueva para el país por lo tanto en el plan maestro se consideran los potenciales de
generación en 8 ubicaciones del país de acuerdo con un mapa de radiación de todo el territorio,
estas ubicaciones tienen un potencial de generación eléctrica de 290 MW.
Energía Eólica: El Salvador no cuenta con estudios propios sobre el potencial eólico del país, sin
embargo, basados en los resultados obtenidos por modelo WRF se creó un mapa de vientos para
detectar 10 posibles ubicaciones para la instalación de parques eólicos con un potencial de
generación de hasta 70 MW. El principal problema que encuentra esta tecnología es la poca o nula
penetración en el país.
Energía Geotérmica: uno de los agentes generadores de El Salvador (LaGeo) se dedica
exclusivamente a la explotación de la geotermia, a diferencia de otras fuentes renovables esta tiene
una participación considerable dentro de la canasta energética del país. Por esta razón el CNE tiene
grandes expectativas del aumento de esta tecnología como prioridad para hacer la canasta
energética cada vez más renovable, se prevé que para el año 2026 la geotérmica constituya el 25%
de la generación de El Salvador con un aumento hasta de 300 MW con los nuevos proyectos.
En la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se resume el potencial energético de el
salvador según [45]
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Tabla 5.8 Resumen del potencial energético de El Salvador por recurso.
Recurso Cantidad Potencia [MW]
Agua 3 170,3
Geotérmica 15 300,0
GNL 1 380,0
Solar 9 290,0
Eólico 1 70,0
BioGas 2 35,0
Biomasa 2 65,0
Total 1310,3
5.2.5 Sistema de transmisión
El sistema de transmisión principal del país es una red de 23 subestaciones y 38 líneas de 115 kV
y el paso del proyecto SIEPAC con 3 subestaciones y líneas de 230 kV, dos de estas líneas son
interconexiones internacionales hacia Guatemala y honduras. [47] En la Figura 5.2 se muestra el
sistema de transmisión de El Salvador a corte de diciembre del 2014.
Figura 5.2 Sistema de transmisión de El Salvador [47]
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5.3 Honduras
En Honduras la Empresa Nacional de Energía Eléctrica ENEE es la encargada del sector eléctrico
en particular de la transmisión y generación sin embargo no cuenta con planes indicativos en el
sector a largo plazo. Se cuenta con un plan estratégico de corto plazo con el cual se caracterizara la
red así como unas proyecciones de demanda y un informe desarrollado por la OLADE sobre el
mercado energético en Honduras.
5.3.1 Demanda de energía eléctrica
En noviembre del 2016 la ENEE publica un resumen desagradado de las proyecciones de demanda
de energía eléctrica de Honduras entre los años 2017 y 2031, en este informe presentan un único
escenario base del crecimiento de la demanda. En la de muestra de forma resumida las
proyecciones de energía y potencia. [48]
Tabla 5.9 Proyección de demanda de energía eléctrica en Honduras 2017-2031 [48]
Año Energía [GWh] Potencia [MW]
2016 9.415,0 1.550,8
2017 9.805,0 1.615,2
2018 10.211,3 1.681,7
2019 10.634,2 1.750,9
2020 11.042,6 1.817,6
2021 11.471,7 1.887,7
2022 11.936,5 1.963,6
2023 12.415,3 2.041,7
2024 12.908,5 2.122,1
2025 13.416,5 2.204,9
2026 13.939,7 2.290,1
2027 14.488,9 2.379,5
2028 15.055,1 2.471,6
2029 15.638,8 2.566,5
2030 16.240,6 2.664,7
A partir de esta información se encuentra que el país proyecta un factor de carga promedio de 69,4%
5.3.2 Política energética
La principal preocupación del sector eléctrico de Honduras son las pérdidas no técnicas del sistema
con cerca del 24,9% de la demanda total, y la mora en el pago del servicio. Por esta razón el enfoque
de la política energética del gobierno de Honduras prioriza el trabajo político y regulatorio para
minimizar el impacto de estas problemáticas al sistema eléctrico. [49]
También se señala una serie deficiencia en las redes de distribución del país, por falta de
mantenimiento y de reposición de equipos.
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5.3.3 Generación
Se toma como referencia el informe repositorio de estadísticas de producción del subsector eléctrico
de CEPAL [46]. En la Tabla 5.10 se muestra la capacidad instalada de energía eléctrica en Honduras
por tipo de tecnología, es importante destacar de esta información el hecho que el 52% de la
capacidad instalada en el país es depende de combustibles fósiles.
Tabla 5.10 Potencia instalada según tecnología en Honduras (dic 2014) [46]
Tecnología Potencia [MW] Participación [%]
Hidráulica 623,6 32,1
Eólica 152,0 7,8
Cogeneración 155,5 8,0
Térmica 1.009,1 52,0
Total 1.940,2
Adicionalmente a esta generación Honduras depende del comercio internacional de energía
eléctrica, este país es principalmente importador de energía como se puede ver en la Tabla 5.11.
Tabla 5.11 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en Honduras [46]
Año Importaciones
[GWh]
Exportaciones
[GWh]
Importación Neta
[GWh]
2.000 287,9 12,7 275,2
2.005 58,3 2,8 55,5
2.007 11,8 23,4 -11,6
2.008 44,7 11,7 33,0
2.009 0,8 46,2 -45,4
2.010 22,1 13,3 8,8
2.011 44,3 1,1 43,2
2.012 75,8 1,1 74,7
2.013 114,6 7,9 106,7
2.014 278,5 0,0 278,5
5.3.4 Potenciales de Generación
Honduras cuenta con una alianza comercial con Italia y se creó la Cámara de Industria y Comercio
Ítalo-Hondureña la cual ha desarrollado diversos estudios sobre focos de inversión extranjera en
honduras, parte de esta investigación se desarrolla en el marco del sistema eléctrico de honduras
con esta instigación se obtuvo los datos que se muestran en Tabla 5.12. Por otra parte en energía
hidráulica Honduras se considera un potencial aproximado de generación con energía hidráulica
que asciende a las 5000 MW. Sin embargo los proyectos de generación planteados como posible
desarrollo suman 354 MW
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Tabla 5.12 Potenciales de generación en Honduras por recurso.
Recurso Potencia [MW]
Hidráulico 2.714
Eólico 1.292
Solar 1.143
Geotérmica 120
Biomasa 179
Total 5.448
5.3.5 Sistema de transmisión
El sistema de transmisión principal de Honduras se basa en una red de 138 kV con 35 nodos y 41
líneas para atender su demanda. También cuenta con 13 subestaciones a nivel de 230 kV
interconectadas con 24 líneas de transmisión, estas líneas en su mayoría hacen parte del proyecto
de SIEPAC de interconexiones regionales. En la Figura 5.3 se muestra un esquema unifilar del
estado del sistema de transmisión de Honduras, esta información se extrae del informa final de
identificación de la res de transmisión regional realizado por el Ente Operador Regional (EOR)
[43], se denotan varias etapas de desarrollo del sistema a corte del 2012.
Figura 5.3 Esquema unifilar del sistema de transmision de Honduras [43]
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5.4 Nicaragua
El desarrollo del sistema eléctrico en Nicaragua depende directamente de su Ministerio de Energía
y Minas como principal ente encargado del planeamiento, el cual desarrollo un plan indicativo de
generación para el periodo 2016-2030 [50],
5.4.1 Demanda de energía eléctrica
De acuerdo con las mediciones realizadas en el 2015 por el Ministerio de Energía y Minas de
Nicaragua se registró una demanda máxima de 667.56 MW y un consumo total en el año de 4.160,3
GWh.
La proyección de demanda la basan en el uso de modelos econométricos que toman de referente el
PIB del país, y la proyección población realizada por el Instituto Nacional de Información de
Desarrollo (INIDE), dicha proyección se presenta en Tabla 5.14, donde se puede calcular un factor
de carga promedio del 71,2% en comparación es una factor alto pero esto se puede explicar por la
alta participación de combustibles fósiles en la canasta energética.
Tabla 5.13 Proyección de demanda de energía eléctrica en Nicaragua 2016-2030 [50]
Año Demanda de Energía
[GWh] Demanda de
Potencia [MW]
2016 4.394,0 695,1
2017 4.594,3 726,4
2018 4.800,2 758,6
2019 5.027,3 792,4
2020 5.265,0 827,8
2021 5.502,3 864,6
2022 5.752,2 903,4
2023 6.015,3 944,3
2024 6.293,0 987,4
2025 6.585,5 1.032,8
2026 6.894,2 1.080,7
2027 7.220,1 1.128,9
2028 7.565,8 1.179,9
2029 7.929,9 1.233,6
2030 8.316,8 1.290,4
5.4.2 Política energética
La principal preocupación del sector es la dependencia a la importación de combustibles fósiles por
este motivo se brinda prioridad a los proyectos de generación renovable, sin embargo esto presenta
nuevos retos para red nicaragüense. Se consideran que estas centrales eléctricas renovables no son
despacharles por lo cual se requiere mejorar el sistema en términos de estabilidad, control y análisis
del funcionamiento de la red.
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5.4.3 Generación
Nicaragua tiene como principal fuente de generación de energía eléctrica los combustibles fósiles
con un 54,6% de participación en la canasta energética, este comportamiento es de esperase puesto
que en toda América Central los generadores térmicos son la principal fuente. Sin embargo la
peculiaridad de Nicaragua es la participación de fuentes renovales la cual es del 45.3% la más alta
participación del subcontinente.
Tabla 5.14 Potencia instalada según tecnología en Nicaragua (dic 2014) [46]
Tecnología Potencia
[MW]
Participación
[%]
Hidráulica 150,2 11,2
Geotérmica 154,5 11,5
Eólica 186,2 13,9
Solar 1,4 0,1
Biogás 176,3 13,1
Térmica 672,9 50,2
Total 1.341,5
A nivel de comercio internacional Nicaragua tiene una baja participación en el mercado y no se
podría tipificar como un país importador o exportador como se muestra en la Tabla 5.15.
Tabla 5.15 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en Nicaragua [46]
Año Importaciones
[GWh]
Exportaciones
[GWh]
Importación Neta
[GWh]
2.000 115,8 1,2 114,6
2.005 22,5 8,3 14,2
2.007 64,0 0,0 64,0
2.008 28,2 0,0 28,2
2.009 1,7 1,5 0,2
2.010 10,2 43,3 -33,1
2.011 9,9 40,6 -30,7
2.012 20,0 3,2 16,8
2.013 52,0 16,2 35,8
2.014 22,3 49,0 -26,7
5.4.4 Potenciales de Generación
Se consideran proyectos de toda naturaleza técnica registrados como alternativas de crecimiento de
la generación en el Ministerio de Energía y Minas de Nicaragua. En la Tabla 5.16 se muestra de
forma resumida el número de proyectos así como la capacidad de generación por tecnología.
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Tabla 5.16 Resumen del potencial energético de Nicaragua por recurso.
Recurso Cantidad Potencia [MW]
Hidro 14 843,5
Geotérmica 21 600
Solar 5 122
Eólico 5 183
Biomasa 10 199,5
T Gas 2 600
T Diésel 2 200
T Fuel Oíl 12 420
Total 3.168
5.4.5 Sistema de transmisión
El sistema de transmisión principal de Nicaragua se basa en una red de 138 kV con 23 nodos y 24
líneas para atender su demanda. También cuenta con 10 subestaciones a nivel de 230 kV
interconectadas con 16 líneas de transmisión, estas líneas en su mayoría hacen parte del proyecto
de SIEPAC de interconexiones regionales. En la Figura 5.4 se muestra un esquema unifilar del
estado del sistema de transmisión de Nicaragua, esta información se extrae del informa final de
identificación de la res de transmisión regional realizado por el Ente Operador Regional (EOR)
[43], se denotan varias etapas de desarrollo del sistema a corte del 2012.
Figura 5.4 Esquema unifilar del sistema de transmision de Nicaragua [43]
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5.5 Costa Rica
Se toma como base de la investigación sobre la caracterización del sector eléctrico en Costa Rica
el documento “VII Plan Nacional de Energía 2015-2030” publicado por el Ministerio de Ambiente
y Energía (MINAE) [51].
5.5.1 Demanda de energía eléctrica
En Costa Rica no se cuenta con una proyección de la demanda de energía eléctrica, por lo tanto se
realiza una aproximación utilizando los datos del 2015 publicados por CEPAL en [52] y se
consideró el crecimiento promedio de los últimos 7 años, como el crecimiento esperado hasta el
2030 de esta forma se tiene la Tabla 5.17.
Tabla 5.17 Proyección de demanda de energía eléctrica en Costa Rica 2016-2030
Año Demanda de
Energía [GWh] Demanda de
Potencia [MW]
2016 10.702 1.627
2017 10.801 1.642
2018 10.900 1.657
2019 11.000 1.672
2020 11.101 1.687
2021 11.203 1.703
2022 11.306 1.719
2023 11.410 1.734
2024 11.515 1.750
2025 11.620 1.766
2026 11.727 1.783
2027 11.835 1.799
2028 11.944 1.815
2029 12.053 1.832
2030 12.164 1.849
5.5.2 Política energética.
La política energética en Costa Rica no está muy alejada de las políticas de la región, los principales
lineamientos son la disminución de la pobreza energética y el fomento de las acciones frente al
cambio climático. La preocupación de por la pobreza energética se enfoca en dos caminos de
solución, el primero, es el de la eficiencia energética el cual busca disminuir las pérdidas del sistema
así como como fomentar el uso inteligente de la energía por parte de la demanda, en segundo lugar
es indispensable para el sistema mejorar su porcentaje de atención de la demanda puesto que aún
se consideran muchas zonas aisladas del sistema de transmisión nacional.
5.5.3 Generación
En costa rica la generación de energía eléctrica tiene como principal fuente primaria la hidrología
esto rompe con el promedio de Centro América en donde la principal fuente de generación es
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basada en combustibles fósiles, a pesar de tener una participación importante en la canasta
energética de Nicaragua esta participación llega al 20,6%, lo cual es suficientemente bueno para
considerar una generación limpia y de alta confiabilidad al tener el respaldo de las plantas térmicas.
En la Tabla 5.18 se muestra la canasta energética de Nicaragua con corte a diciembre del 2014.
Tabla 5.18 Potencia instalada según tecnología en Costa Rica (dic 2014) [46]
Tecnología Potencia [MW] Participación [%]
Hidráulica 1.834,2 63,5
Geotérmica 217,5 7,5
Eólica 196,5 6,8
Cogeneración 40,0 1,4
Solar 1,0 0,0
Biogás 3,7 0,1
Térmica 595,7 20,6
Total 2.888,6
Históricamente Nicaragua ha mantenido una baja participación en los mercados internacionales,
sin embargo y debido a su dependencia hidrológica para la generación de energía eléctrica en el
año 2014 donde se presentó una fuete temporada de sequía por el fenómeno del niño el cual afecto
a gran parte del continente la importación de electricidad hacia Nicaragua y desde sistemas con una
mayor producción térmica aumento considerablemente, cabe aclarara que este tipo de
importaciones aumentan en gran medida los costos marginales de la energía pero mantienen la
seguridad energética del sistema. En la Tabla 5.19 se muestra el balance de importaciones y
exportaciones de Nicaragua para los últimos años.
Tabla 5.19 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en Costa Rica [46]
Año Importaciones
[GWh]
Exportaciones
[GWh]
Importación Neta
[GWh]
2.000 0,4 497,3 -496,9
2.005 81,2 69,8 11,4
2.007 162,1 5,0 157,1
2.008 30,0 96,0 -66,0
2.009 82,0 68,0 14,0
2.010 62,1 38,4 23,7
2.011 4,8 42,9 -38,1
2.012 34,3 22,8 11,5
2.013 61,3 19,6 41,7
2.014 759,5 554,7 204,8
5.5.4 Potenciales de Generación
De acuerdo con un informe realizado por el BID en el 2013 [53] se precisa el potencial energético
para la generación eléctrica brindando una capacidad bruta de aprovechamiento y una capacidad
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técnicamente viable de desarrollo la cual se presenta en la Tabla 5.20 En potencial bruto sobre sale
una capacidad hidráulica de 25.500 MW y solar de 10.000 MW.
Tabla 5.20 Resumen del potencial energético de Costa Rica por recurso
Recurso Potencia [MW]
Hidráulico 6.633
Térmico 0
Eólico 274
Nuclear 0
Cogeneración 0
Solar 0
Geotérmica 257
Biomasa 95
Total 7.259
5.5.5 Sistema de transmisión
Costa rica cuenta con una red de 230 kV relativamente grande en comparación con el resto de países
de Centroamérica cuanta con un total de 29 subestaciones, y su red de subtransmisión cuenta con
un nivel de tensión 138 kV. En la Figura 5.5 se muestra el diagrama unifilar del sistema de
transmisión del país.
Figura 5.5 Esquema unifilar del sistema de transmision de Costa Rica [43]
5.6 Panamá
Se toma como base de la investigación sobre la caracterización del sector eléctrico en Panamá el
documento “Plan Energético Nacional 2015-2050” publicado por la Secretaria Nacional de
Energía. [54]
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5.6.1 Demanda de energía eléctrica
De acuerdo con el plan energético nacional de Panamá, se evalúa la ventana de tiempo asociada al
periodo del estudio 2015-2050. En la Tabla 5.21 se muestra la proyección de consumo de energía
y necesidad de potencia por el país hasta el 2050.
Tabla 5.21 Proyección de demanda de energía eléctrica en Panamá 2015-2030 [54]
Año Demanda de
Energía [GWh] Demanda de
Potencia [MW]
2014 9.026 2.396
2015 9.566 2.841
2016 10.107 3.285
2017 10.648 3.730
2018 11.188 4.175
2019 11.729 4.619
2020 12.269 5.064
2021 12.969 5.146
2022 13.668 5.228
2023 14.367 5.310
2024 15.066 5.391
2025 15.765 5.473
2026 16.670 5.555
2027 17.576 5.637
2028 18.482 5.719
2029 19.388 5.800
2030 20.294 5.882
5.6.2 Política energética
La Secretaria Nacional de Energía de Panamá identifica 4 directrices prioritarias para el desarrollo
del sector eléctrico en el país
El acceso universal y la reducción de la pobreza energética: esta directriz busca mejorar
los índices de acceso a la energía eléctrica en el país
La descarbonización de la matriz energética: la matriz energética de Panamá tiene una
participación del 40% de generación térmica, y en consideración a la preocupación mundial
por el cambio climático, Panamá quiere desarrollar tecnologías renovables para mitigar
emisiones.
El uso eficiente de la energía y la sobriedad energética: evitar despilfarros de energía y
fomentar un cambio tecnológico en las cargas para lograr la eficiencia energética.
La seguridad energética: se prevé que la seguridad energética en el futuro puede ser
amenazada por los mercados de combustibles fósiles mundiales, por lo que se buscan
nuevas fuentes de energía con la integración con Centroamérica y Colombia.
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5.6.3 Generación
Panamá cuenta con una canasta energética limitada, con dependencia casi total a la hidrología y a
los combustibles fósiles, en la Tabla 5.22 se muestra en términos de porcentaje que la generación
térmica constituye el 40,3% de su capacidad instalada haciendo el sistema poco eficiente en
términos de costos marginales de la energía además de las altas emisiones de GEI del país.
Tabla 5.22 Potencia instalada según tecnología en Panamá (dic 2014) [46]
Tecnología Potencia [MW] Participación [%]
Hidráulica 1.623,1 57,7
Eólica 55,0 2,0
Solar 2,4 0,1
Térmica 1.132,4 40,3
Total 2.812,9
En términos del mercado internacional Panamá cuenta con una alta participación pero no se podría
caracterizar el país como importador o exportador de energía, debido a que esta característica
depende directamente de la posibilidad de generación con fuentes hidráulicas, los años
considerados de gran afluencia hidráulica el sistema se comporta como un exportador pero en
periodos de sequía se comporta como un sistema importador. En la Tabla 5.23 se muestra el
comportamiento del sistema panameño en el mercado internacional de los últimos años.
Tabla 5.23 Balance de Importaciones/Exportaciones de energía eléctrica en Panamá [46]
Año Importaciones
[GWh]
Exportaciones
[GWh]
Importación Neta
[GWh]
2.000 132,5 14,9 117,6
2.005 54,9 106,3 -51,4
2.007 8,7 125,0 -116,3
2.008 105,0 31,5 73,5
2.009 64,3 95,2 -30,9
2.010 70,7 37,5 33,2
2.011 72,2 8,1 64,1
2.012 16,9 59,0 -42,1
2.013 75,4 71,4 4,0
2.014 189,3 98,5 90,8
5.6.4 Potenciales de Generación
Panamá al igual que la mayoría de países del mundo realiza una proyección de generación
renovable encontrando así diferentes análisis en el plan de expiación desarrollados en torno a la
explotación de dichos recursos.
Energía eólica: el potencial de este recurso en Panamá se estima en 7.180 MW en un área de 890
km2, según estudios realizados por ETESA para el PEN 2009-2023. Y actualmente se encuentra
una gran cantidad de proyectos de instalación para el futuro cercano.
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Energía solar: no existe un gran potencial de generación eléctrica con este recurso en Panamá, sin
embargo el sistema eléctrico le apuesta a la generación distribuida. En la Autoridad de Servicios
Públicos ha publicado un listado de licencias registradas y en pre registro que suman un total de
capacidad instalada de 1.302 MW a febrero del 2016 [55].
Energía Hidráulica: se cuenta con un proyecto denominado Bocas del Toro el cual será el proyecto
hidroeléctrico más grande del país y se espera su puesta en marcha en los próximos años con una
capacidad de generación de 223 MW
Energía Térmica: a pesar de la directriz que busaca disminuir las emisiones de GEI el gobierno
panameño considera que se requiere la instalación de nuevos proyectos térmicos para mantener la
confiabilidad del sistema eléctrico.
Energía Geotérmica: es una fuente de energía importante en gran parte de Centroamérica sin
embargo en Panamá no se cuenta con estudios detallados de su potencial por lo que no se cuenta
con un estimado del recurso.
Con forme con esta información en la Tabla 5.24 se muestra los potenciales de generación por
recurso para Panamá, considerando un periodo de tiempo hasta el 2050
Tabla 5.24 Resumen del potencial energético de Panamá por recurso
Recurso Potencia [MW]
Hidro 2.389
Solar 1.302
Térmico 300
Eólico 7.180
GNL 6.612
Biomasa 25
Total 17.808
5.6.5 Sistema de transmisión
El sistema de transmisión de Panamá cuenta con una red de 230 kV con un total de 23 subestaciones
y su sistema de su transmisión funciona a un nivel de tensión de 115 kV, en la Figura 5.6 se presenta
el diagrama unifilar del sistema de transmisión de Panamá.
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Figura 5.6 Esquema unifilar del sistema de transmision de Panamá [43]
5.7 Colombia
En Colombia el ente encargado del planeamiento del sector eléctrico es la Unidad de Planeamiento
Minero Energética UPME, dicha unidad desarrolla un plan indicativo de expansión de generación
y transmisión del sistema eléctrico nacional, este informe de actualiza año a año con una venta de
tiempo de 15 años, la última versión publicada es la asociada al periodo 2016-2030. Utilizando ese
documento se desarrolló la siguiente información. [56]
5.7.1 Demanda de energía eléctrica
La proyección de demanda en Colombia se realiza con base a una función estadística, la cual tiene
como parámetros de entrada las proyecciones de población, PIB y temperatura medio en el territorio
nacional. Por otra parte dentro de las proyecciones de la demanda se plantean 3 escenarios de
crecimiento basados en diferentes supuestos sobre el desarrollo económico del país, para uso
práctico en este proyecto se considera el escenario más exigente en este caso el escenario de alto
crecimiento. [56]
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Tabla 5.25 Proyección de demanda de energía eléctrica en Colombia 2016-2030 [56]
Año Demanda de
Energía [GWh] Demanda de
Potencia [MW]
2016 70.280 10.889
2017 72.945 11.208
2018 76.583 11.753
2019 78.955 12.041
2020 81.229 12.304
2021 83.248 12.507
2022 85.336 12.714
2023 87.516 12.924
2024 89.875 13.155
2025 92.403 13.409
2026 95.086 13.680
2027 97.934 13.969
2028 100.937 14.868
2029 104.125 14.583
2030 107.514 14.917
Con esta información se puede calcular un factor de carga promedio proyectado del 77%.
5.7.2 Política energética
La política energética está enfocada en eliminar la pobreza energética y desarrollar herramientas
que permitan la diversificación de la canasta energética incrementando fuertemente la participación
de fuentes renovables. Para mejorar las medidas de confiabilidad del sistema se especifica que los
proyectos de conexión internacional son prioritarios, en el caso de la conexión con Panamá de
espera que en el 2018 se cuente con una capacidad de transporte de 400 MW, y se espera repotenciar
las líneas de interconexión con Ecuador
5.7.3 Generación
La generación en Colombia tiene como principal fuente la energía hidráulica con una participación
del 66%, en segundo lugar se encuentra la generación la térmica a gas con una participación del
21,3%. Considerando generación actual en total la participación térmica contamínate es de cerca
del 30% lo que preocupa en un escenario de cambio climático y explica la fuerte tendencia del
sistema por aumentar la participación eólica en la canasta energética. En la Tabla 5.26 se muestra
la canasta energética actual.
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Tabla 5.26 Potencia instalada según tecnología en Colombia (dic 2016) [56]
Tecnología Potencia
[MW]
Participación
[%]
Hidráulica 10.890,1 66,0
Gas 3.509,0 21,3
Carbón 1.344,0 8,2
Menores 745,4 4,5
Cogeneración 117,1 0,7
Eólica 19,0 0,1
Total 16.488,5
5.7.4 Potenciales de Generación
Colombia cuenta con una gran variedad de recursos naturales por lo que se puede considerar que
el potencial de generación es alto en comparación con los países vecinos.
Energía Eólica: Se detecta que principal potencial de generación eólica en Colombia se encuentra
en el departamento de la Guajira, considerando una incorporación máxima de este recurso de 3131
MW.
Energía Solar: El crecimiento de este tipo se generación se contempla en la instalación de paneles
fotovoltaicos a un nivel de distribución en las zonas urbanas de gran consumo.
Energía hidráulica: se contempla que la generación hidráulica a gran escala en el territorio
colombiano ya no es viable por impacto ambiental, actualmente se considera que el mega proyecto
de generación hidráulico Ituango puede ser la última planta a gran escala del sistema por lo que la
unidad de planeamiento en Colombia considera la instalación masiva de PCH. Para cuantificar el
potencial hidroenergético del país la UPME en conjunto con Colciencias y la Universidad Javeriana
lanzo en el 2015 un Atlas que revela un potencial de 51.242 MW en todo el país [57]
Energía Térmica: a pesar del sentido de descarbonificacion de los sistemas eléctricos, se estima
que la vulnerabilidad del sistema ante fenómenos ambientales de sequía, se requiere la construcción
de este tipo de plantas con el fin de mantener la seguridad energética del sistema.
Con esta información y considerando los diferentes escenarios de expansión de generación que se
plantean en [56], se calculas los posibles potenciales para la instalación de nuevas capacidades de
generación considerando el recurso fuente y la cantidad de plantas como se presenta en la Tabla
5.27
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Tabla 5.27 Resumen del potencial energético de Panamá por recurso
Recurso Cantidad Potencia
[MW]
Hidro 10 4.909
Geotérmica 2 100
Solar 1 122
Eólico 22 3.131
Biomasa 2 285
Menores 29 2.835
T Gas 6 147
T Diésel 1 88
T Carbón 11 3086
Total 14.702
5.7.5 Sistema de transmisión
Debido a la gran extensión del territorio colombiano se tiene una gran cantidad de niveles de tensión
a nivel de transmisión (220kV, 230 kV y 500 kV) y sub transmisión (110 kV, 115kV y 66 kV),
para el ejerció de esta investigación se considera como red principal del país la de 500 kV y de 230
kV para los puntos de conexión internacional. A continuación en la Figura 5.7 y la Figura 5.8 se
muestra en el sistema de transmisión actual y la proyectada para el año 2030 respectivamente.
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Figura 5.7 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Colombia actual [56]
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Figura 5.8 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Colombia proyectado al 2030 [56]
5.8 Venezuela
El caso de Venezuela es muy complejo a nivel de información puesto que no se cuenta con informes
gubernamentales resientes que brinden directrices sobre el sistema eléctrico del país, no se cuenta
con página del Ministerio del Poder Popular para la Energía Electrica (MPPEE) ni algún entidad
de planeación u operación, por esta razón se tomaron los últimos informes presentados que datan
del 2013.
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5.8.1 Demanda de energía eléctrica
Se logró el acceso a un informe con finalidad política de la Comisión Mixta pare el Estudio de la
Crisis Eléctrica en el País publicado en el 2016 [58] en donde se presenta una producción bruta de
energía eléctrica histórica, donde se muestra que la demanda de energía eléctrica ha tenido una
fuerte caída año tras año desde el 2009, con los datos obtenidos se ha realizado una aproximación
de la demanda para los próximos años en Venezuela, considerando el histórico y la actual
problemática política, social y económica por la que atraviesa el país se consideró un bajo
crecimiento del 1% anual y se presenta en la Tabla 5.28.
Tabla 5.28 Proyección de demanda de energía eléctrica en Venezuela 2016-2030
Año Demanda de
Energía [GWh] Demanda de
Potencia [MW]
2016 117.000 16.967
2017 118.170 17.137
2018 119.352 17.308
2019 120.545 17.481
2020 121.751 17.656
2021 122.968 17.832
2022 124.198 18.011
2023 125.440 18.191
2024 126.694 18.373
2025 127.961 18.557
2026 129.241 18.742
2027 130.533 18.930
2028 131.839 19.119
2029 133.157 19.310
2030 134.488 19.503
5.8.2 Generación
Para determinar la potencia instalada de Venezuela se utilizó el último anuario estadístico publicado
por el MPPEE en el 2014, este informe cuanta con datos a diciembre del 2013 y se presentan en la
Tabla 5.29.
Tabla 5.29 Potencia instalada según tecnología en Venezuela (dic 2013)
Tecnología Potencia [MW] Participación [%]
Térmica 15.358 44,6
Hidráulica 14.879 43,2
Eólica 50 0,1
Menores 4 0,0
Total 30.291
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5.8.3 Potenciales de Generación
En Venezuela no se cuenta con información pública estatal que cuantifique el potencial de
generación eléctrica disponible en el país. Por lo cual para el caso del proyecto se toman los datos
recolectados por la OLADE en el informe “Potencial de Recursos Energéticos y Minerales en
América del Sur” [59]. En la Tabla 5.30 se muestra dicho potencial.
Tabla 5.30 Resumen del potencial energético de Venezuela por recurso
Recurso Potencia [MW]
Hidráulico 46.000
Eólico 45.000
Solar 806
Geotérmica 910
Total 92.716
Es importante destacar que Venezuela cuenta con la mayor reserva probada de hidrocarburos
probadas del continente sin embargo no se cuenta con un estudio que determine cuanto de estas
reservas son de uso viable para la generación de energía eléctrica.
5.8.4 Sistema de transmisión
A nivel del sistema de transmisión Venezuela cuanta con líneas de UHVAC de 765 kV y nivel de
tención secundario de 400 kV, adicionalmente existen líneas dimensionadas a 400 kV operando a
230 kV pensando en futuras expansiones del sistema. El último esquema unifilar del sistema
eléctrico encontrado fue publicado en el 2010 en un informa de planeación 2010-2015 [60]
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Figura 5.9 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Venezuela 2010 [60]
5.9 Ecuador
Las proyecciones del sistema de transmisión de ecuador están a cargo de dos entes fundamentales,
el primero es el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER) y segundo la Corporación
Electrica del Ecuador CELEC EP.
5.9.1 Demanda de energía eléctrica
Para la proyección de la demanda de energía eléctrica en Ecuador, utilizan series de parámetros
típicos en el sector como los son las proyecciones del PIB y la población del país. Infortunadamente
para el enfoque de este proyecto la última proyección realiza por el CELEC comprende hasta el
año 2022 y en el proyecto se desea considerar el año 2030 como base la conexión de la SuperGrid.
Por lo tanto se tomó la decisión de considerar un crecimiento constante de la demanda de energía
eléctrica en la venta de tiempo asociada al 2022-2030. En la Tabla 5.31 se muestra la proyección
de demanda eléctrica en el Ecuador hasta el 2030.
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Tabla 5.31 Proyección de demanda de energía eléctrica en Ecuador 2016-2030 [61]
Año Demanda de
Energía [GWh] Demanda de
Potencia [MW]
2016 20.362 3.274
2017 21.316 3.427
2018 22.301 3.536
2019 23.303 3.695
2020 24.325 3.857
2021 25.384 4.025
2022 26.542 4.208
2023 27.752 4.400
2024 29.018 4.601
2025 30.341 4.811
2026 31.725 5.030
2027 33.171 5.259
2028 34.684 5.499
2029 36.270 5.751
2030 37.925 6.013
5.9.2 Política energética
Para el gobierno ecuatoriano la prioridad es de solucionar problemas operativos y de inversión para
asegurar el suministro de energía eléctrica. De esta forma fomentar una alta competitividad del
mercado eléctrico.
5.9.3 Generación
En el informe del balance energético del 2015 se publican los datos asociados a las fuentes de
generación eléctrica utilizadas en el sistema ecuatoriano y se resumen en la Tabla 5.32 es
importante destacar la fuerte dependencia a la generación térmica como su mayor fuente.
Tabla 5.32 Potencia instalada según tecnología en Ecuador (dic 2014) [62]
Tecnología Potencia [MW] Participación [%]
Térmica 1.608,4 49,1
Hidráulico 1.491,9 45,6
Interconexiones 109,0 3,3
Biomasa 52,1 1,6
Eólica 10,5 0,3
Solar 2,3 0,1
Total 3.274
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5.9.4 Potenciales de Generación
De acuerdo con la política energética de Ecuador el desarrollo de energías renovables no es una
prioridad en el sistema eléctrico por lo tanto no existen proyectos firmes con este enfoque,
únicamente se desarrollaron proyectos de estimación del recurso en informes llamados Atlas eólico
el cual estima un potencial bruto de generación eólica de 1.670 MW [63], Atlas Solar y documentos
de potenciales geotérmicos sin embargo estos últimos dos estudios no presentan un potencial de
generación explicito sino una metodología para el cálculo de los mismos.
De acuerdo con esta información los proyectos en firme para la expansión de energía eléctrica
consideran principalmente fuentes hídricas de gran y pequeña escala como se muestra en la Tabla
5.33
Tabla 5.33 Resumen del potencial energético de Panamá por recurso
Recurso Cantidad Potencia [MW]
Hidro 75 12.118
Solar 2 2
Eólico 1 71,75
Menores 115 221
Total 12.412,75
5.9.5 Sistema de transmisión
El sistema de transmisión de ecuador lo dividen en 5 zonas geográficas (Noroccidental, Norte,
Nororiental, Suroccidental y Sur). El sistema maneja los niveles de tensión para transmisión de 230
kV y 138 kV, también cuenta con dos conexiones internacionales una con Colombia y otra con
Perú a un nivel de tensión de 230 kV.
Considerando las necesidades del proyecto se relaciona con mayor detalle la red de 230 kV del
territorio ecuatoriano, de tal forma que cuenta con 15 subestaciones de transmisión y 1 de
seccionamiento
A nivel de expansión del STN el proyecto más importante es la puesta en funcionamiento del primer
circuito de 500 kV del país, el cual tiene como principal objetivo la conexión de las grandes
ciudades (Quito y Guayaquil) con dos nuevos proyectos de generación hidráulica (Sopladora y
Coca Codo Sinclair).
A continuación en la Figura 5.10 se muestra el STN de Ecuador considerando los próximos
proyectos de expansión.
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Figura 5.10 Esquema unifilar y disposición geográfica del sistema de transmisión de Ecuador considerando los
próximos proyectos de expansión [64]
5.10 Perú
Para la recolección de información del sistema eléctrico nacional del Perú, se utiliza la información
suministrada en documento público por el Comité de Operación Económica del Sistema
Interconectado Nacional (COES-SINAC)
5.10.1 Demanda de energía eléctrica
En el COES la proyección de la demanda se modela a partir de las proyecciones realizadas para el
PIB y el crecimiento de la población. Con esta información se genera un escenario base, y a partir
de este escenario crean otros 4 (muy pesimista, pesimista, optimista y muy optimista), esto
considerando una desviación en las proyecciones. Para el fin de este proyecto se consideró el
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escenario optimista para considerar una alta demanda no necesariamente crítica. En la Tabla 5.34
se muestra dicha proyección de demanda de energía y potencia pico.
Tabla 5.34 Proyección de demanda de energía eléctrica en Perú 2016-2030 [65]
Año Demanda de
Energía [GWh] Demanda de
Potencia [MW]
2016 49.751 6.762
2017 53.140 7.143
2018 57.729 7.680
2019 62.586 8.281
2020 68.264 9.006
2021 72.637 9.556
2022 76.680 10.088
2023 79.898 10.540
2024 82.942 10.956
2025 86.023 11.415
2026 89.270 11.875
2027 92.543 12.343
2028 96.062 12.844
2029 99.715 13.332
2030 103.507 13.839
A partir de esta información se calcula el factor de carga del sistema promedio de 85.9% para el
periodo de tiempo en estudio.
5.10.2 Política energética
Al igual que la tendencia mundial en gobierno del Perú busca un trabajo en equipo del ministerio
encargado del sector eléctrico y el ministerio del Ambiente, con esto se pretende un desarrollo
energético con un mínimo impacto ambiental, promoviendo el uso de tecnologías renovables, esto
es una meta primordial considerando que cerca de la mitad de la generación eléctrica en el país se
realiza por medios térmicos contaminantes. Con esta idea principal en la planeación se plantean los
siguientes lineamientos:
“Impulsar el desarrollo y uso de energías limpias y de tecnologías con bajas emisiones
contaminantes y que eviten la biodegradación de los recursos.
Establecer medidas para la mitigación de emisiones provenientes de las actividades
energéticas.
Promover que los proyectos energéticos obtengan los beneficios de la venta de los
certificados de la reducción de emisiones (CERs) para el mercado de carbono.
Alcanzar una normativa ambiental con requerimientos compatibles con la Política
Nacional del Ambiente y los estándares internacionales
Promover el perfeccionamiento permanente de las normas de seguridad en el uso de
energéticos.
Promover e incentivar el uso de residuos sólidos y líquidos para la producción de energía.
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Promover prácticas de responsabilidad social en las actividades energéticas.
Promover las relaciones armoniosas entre el estado, las comunidades y empresas del
sector energía” [65]
5.10.3 Generación
La generación en Perú tiene como principal fuente la energía hidráulica y térmica a gas con una
participación casi igual en magnitud. Considerando generación actual en total la participación
térmica contamínate es de cerca del 48% lo que preocupa en un escenario de cambio climático y
explica la fuerte tendencia del sistema por aumentar la participación eólica en la canasta energética.
En la Tabla 5.35 se muestra la canasta energética actual.
Tabla 5.35 Potencia instalada según tecnología en Perú (dic 2015)
Tecnología Potencia
[MW]
Participación
[%]
Hidráulica 3.286,3 48,6
Gas 3.137,6 46,4
Carbón 37,9 0,6
Menores 124,4 1,8
Líquidos 32,5 0,5
Solar 35,2 0,5
Cogeneración 19,6 0,3
Eólica 89,9 1,3
Total 6.586,2
5.10.4 Potenciales de Generación
Se considera como potencial de generación las plantas eléctricas futuras con algún nivel de estudio
de factibilidad mas no el potencial energético de los recursos del país, en la Tabla 5.36 se muestran
la generación futura por fuente de energía.
Tabla 5.36 Resumen del potencial energético de Perú por recurso [65]
Recurso Potencia [MW]
Hidro 17.640
Combinado 269
Solar 184
Eólico 162
Biomasa 4
T Gas 9.456
T Diésel 81
Total 27.796
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Perú a principios de los años 80’ realizo un estudio en conjunto con MEM, Electroperú y la Misión
Alemana de Cooperación Técnica el cual calculo un potencial de 58GW
5.10.5 Sistema de transmisión
Debido a la gran extensión del territorio Peruano se tiene una gran cantidad de niveles de tensión a
nivel de transmisión (220kV y 500 kV) y sub transmisión (138 kV, 69 kV y 50 kV), para el ejerció
de esta investigación se considera como red principal del país la de 500 kV y de 220 kV para los
puntos de conexión internacional. A continuación en la Figura 5.11 se muestra en el sistema de
transmisión actual.
Figura 5.11 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Perú actual [66]
5.11 Brasil
Debido al tamaño del territorio, cantidad de población y la magnitud del sistema eléctrico de Brasil
se puede considerar como una SuperGrid por sí sola. Los principales agentes en el sistema eléctrico
brasilero son el Ministerio de Minas y Energía (MME), la Agencia Nacional de Energía Electrica
(ANEEL) y el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS).
5.11.1 Demanda de energía eléctrica
La proyección de la demanda se calcula a partir de la serie proyectada del PIB del país la de forma
que se contempla que casi se duplica la demanda para el año 2030 con respecto al 2016, el
documento de planeamiento al 2030 [67] no contempla una proyección para la potencia máxima
del sistema, sin embargo enuncia que el factor de carga del sistema está considerado como el 70%
en promedio para los próximos 15 años, con esta información se realiza el resumen presentado en
la Tabla 5.37.
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Tabla 5.37 Proyección de demanda de energía eléctrica en Brasil 2016-2030 [67]
Año Demanda de Energía
[GWh] Demanda de Potencia
[MW]
2016 566.856 92.442
2017 592.365 96.602
2018 619.021 100.949
2019 646.877 105.492
2020 674.693 110.028
2021 703.705 114.759
2022 733.964 119.694
2023 765.525 124.841
2024 798.442 130.209
2025 832.775 135.808
2026 868.584 141.648
2027 905.934 147.739
2028 944.889 154.091
2029 985.519 160.717
2030 1.027.896 167.628
5.11.2 Política energética
La política energética de Brasil se enfoca en pilares fundamentales y con priorización organizada:
Mitigar la pobreza energética: en Brasil aún existen aglomeraciones de carga aisladas
dependientes de fuentes de generación costosas, la prioridad es lograr la interconexión con
estas áreas y mejorar la cobertura del sistema.
Eficiencia energética: se han detectado muchas fallas del sistema en términos de eficiencia
energética tal como lo indica el informe nacional de monitoreo de la eficiencia energética
del Brasil [68], por lo que se han creado diversas metodologías para mejorar el uso de la
energía por los usuarios.
Mitigar afectaciones ambientales: este es uno de los pilares que buscan cumplir con los
compromisos adquiridos en el marco del COP 21, sin embargo se prioriza la confiabilidad
del sistema, por eso se puede ver en el plan de expansión de generación el gran desarrollo
térmico y nuclear en la matriz energética.
5.11.3 Generación
La generación en Brasil cuenta con una capacidad instalada de casi la mitad del total instalado en
toda Latinoamérica, una particularidad especial del sistema es que cuenta con una planta de
generación nuclear en Rio de Janeiro, aspecto atípico en América Latina. En cuanto a la matriz de
generación, tiene como principal fuente la energía hidráulica y térmica con una participación del
68% y el 27% respectivamente. En la Tabla 5.38 se muestra la canasta energética actual. [69]
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Tabla 5.38 Potencia instalada según tecnología en Brasil (dic 2014)
Tecnología Potencia [MW] Participación [%]
Hidráulica 95.064 68,0
Térmica 37.886 27,1
Nuclear 1.957 1,4
Eólica 4.893 3,5
Solar 15 0,0
Total 139.800
5.11.4 Potenciales de Generación
Hidro electricidad: La capacidad instalada a partir de la hidro-energía es la principal fuente de
energía eléctrica en Brasil, y considerando que es un recurso relativamente limpio, el país sigue
con la idea de explotar al máximo el recurso el país, los estudios de MME demuestra un potencial
total en el país de 251.490 MW del cual se está aprovechando solo el 37%, de la restante capacidad
se cuentan con estudios de factibilidad técnica un total de 126.164 MW para futuras expansiones
del sistema.
Nuclear: El recurso nuclear en el mundo está actualmente siendo desmantelado o no se considera
como futuras expansiones sin embargo las proyecciones de la fuente en Brasil considerando su
experiencia y sus necesidades eléctricas se realizó un estudio que demuestra total viabilidad de
expansión de hasta 33.000 MW adicionales a los ya existentes, por supuesto y de acuerdo a la
política energética estas plantas no tienen vital prioridad en su ejecución.
Carbón: se crean diferentes escenarios a partir de la capacidad de las reservas de Brasil y de los
principales comercializadores del carbón (Colombia, Sur África y Australia), con base en esto y
considerando el escenario de mayor uso del carbón se estima un potencial de nueva generación de
10.000 MW.
Gas Natural: el modelo de proyección es el mismo que para el caso del carbón y se estima en un
escenario de máximo aprovechamiento del energético de hasta 21.200 MW.
Biomasa: se proyecta para el 2030 un aumento del uso de este energético, y se estima el potencial
de nuevas plantas en 6.830 MW
Eólica: de acuerdo con la política energética esta fuente de generación tiene una alta prioridad para
suplir la demanda del sistema eléctrico, de acuerdo con estudios entregados por CEPAL el potencial
bruto en Brasil es de 143 GW de los cuales se consideran viables técnicamente el 50% de dicho
potencial
Solar: el desarrollo de esta tecnología según los parámetros del sistema brasilero no es viable a
gran escala y esta segregada a la generación distribuida por lo que no se presenta un estudio de
factibilidad.
Energía de mares: de acuerdo con estudios realizados por COPPE/UFRJ se estima que el potencial
de este recurso en Brasil es de hasta 114.000 MW por lo que los operadores del sistema realizo una
prueba piloto de 50 MW en Porto de Pecém.
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En la Tabla 5.39 se muestra el resumen del potencial de generación eléctrica por recurso para el
sistema brasilero considerado hasta el 2030
Tabla 5.39 Resumen del potencial energético de Brasil por recurso [70]
Recurso Potencia [MW]
Hidro 61.300
Nuclear 6.000
Carbón 9.000
Gas Natural 15.000
Biomasa 4.750
Eólica 3.300
Menores 7.300
Total 106.650
5.11.5 Sistema de transmisión
El sistema de transmisión brasilero pos su extensión y por su principio de sistemas independientes
recientemente interconectados cuenta con una gran cantidad de niveles de tensión en AC (138 kV,
230 kV, 345 kV, 440 kV, 500 kV y 750 kV) además cuenta con algunas líneas de transmisión DC
embebidas de 600 kV. En la Figura 5.12 se muestra el sistema actual.
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Figura 5.12 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Brasil actual [71]
5.12 Bolivia
El modelo de organización del sector eléctrico en Bolivia se constituye desde el Ministerio de
Hidrocarburos y Energía y el Viceministerio de desarrollo Energético, la recolección de
información para este proyecto se realiza a partir de dos documentos publicados por el ministerio
el primero es el “Plan Óptimo de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2012-2022” [72]
y el “Plan Eléctrico del Estado Plurinacional de Bolivia 2025” [73]
5.12.1 Demanda de energía eléctrica
Para la proyección de demanda el gobierno boliviano considera la variable del PIB como principal
factor en las series, adicionalmente es importante destacar que no de los principales lineamientos
en la política energética es la de cumplir un 100% de cubrimiento de la demanda de energía eléctrica
para el año 2025. Bajo estas consideraciones en la Tabla 5.40 se muestra la proyección de la
demanda de enrgia electrica en términos de energía anual consumida y potencia pico anual. Bajo
el estudio de Ministerio se calcula un factor de carga del sistema para el año 2030 del 70%.
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Tabla 5.40 Proyección de demanda de energía eléctrica en Bolivia 2016-2030 [72]
Año Demanda de
Energía [GWh] Demanda de
Potencia [MW]
2016 9.348 1.590
2017 10.088 1.708
2018 10.828 1.826
2019 11.567 1.944
2020 12.307 2.061
2021 13.046 2.179
2022 13.786 2.297
2023 14.726 2.446
2024 15.666 2.595
2025 16.606 2.744
2026 17.814 2.933
2027 19.022 3.122
2028 20.229 3.311
2029 21.437 3.500
2030 22.645 3.689
5.12.2 Política energética
Una de las principales líneas de desarrollo del sistema eléctrico en Bolivia es la diversificación de
la canasta energética disminuyendo la dependencia al mercado extranjero de hidrocarburos.
Por otro parte el estado busca la apropiación del sector dejando a un lado los agentes privados esto
con el fin de garantizar el servicio y disminuir la pobreza energética del país, en la actualidad cerca
del 70% del sector es del estado con lo que se denominó la “Nacionalización” del sector desde el
año 2010, se espera que con este cambio para el año 2020 se alcance el 100% de los hogares
bolivianos con energía eléctrica
5.12.3 Generación
La canasta energética de Bolivia tiene una composición similar a la de los países de Centroamérica
con un muy alto porcentaje de generación contaminante, en este caso entre las plantas térmicas a
gas, a diésel y la biomasa constituyen cerca del 70% de la canasta. En la Tabla 5.41 se muestra la
distribución de la canasta energética de Bolivia para el 2013
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Tabla 5.41 Potencia instalada según tecnología en Bolivia (dic 2013) [73]
Tecnología Potencia
[MW]
Participación
[%]
Térmica Gas 872,4 63
Hidro Filo 263,1 19
Hidro Embalse 152,3 11
Térmica Diésel 83,1 6
Biomasa 13,8 1
Total 1.385
5.12.4 Potenciales de Generación
La principal fuente de potenciales futuros de generación en Bolivia es la hidro-energia, el potencial
de cuencas hídricas del país es muy alto y sin embargo ha sido poco explotado en el actual sistema
eléctrico, de acuerdo con el Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas se cuenta con 6
grandes proyectos de este tipo con una potencia nominal instalada de 19.887 MW.
A nivel de plantas térmicas, a pesar que la política del país busca la disminución de emisiones en
la matriz de generación se cuenta con el estudio de 35 plantas con Gas Natural como alternativas
de expansión, todas las plantas son comparativamente pequeñas y suman un potencial nominal de
1.857 MW.
A nivel de generación renovable hace falta más estudios de viabilidad puesto que el país no
considera expansión de en este sentido.
En la Tabla 5.42 se muestra en resumen los proyectos que se consideran dentro del planeamiento
de generación de Bolivia.
Tabla 5.42 Resumen del potencial energético de Bolivia por recurso [72]
Recurso Cantidad Potencia
[MW]
Hidro 6 19.887
Gas Natural 35 1.837
Líquidos 1 20
Geotérmica 1 11
Biomasa 2 50
Total 21.804
5.12.5 Sistema de transmisión
El sistema eléctrico boliviano aún se encuentra en una etapa sectorial, donde se cuenta con 5
pequeños sistemas independientes en el territorio, una de las principales directrices de la política
energética en Bolivia es interconectar todas estas zonas y lograr una mayor cobertura de la demanda
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de energía eléctrica. Considerando esto, los proyectos de planeación bolivianos esperan para el año
2022 terminar el montaje de una red de 230kV que interconecten las zonas aisladas.
En la Figura 5.13 se muestra el sistema de transmisión eléctrica de Bolivia proyectado para el año
2022, cuyos principales niveles de tensión son 230 kV y 115 kV.
Figura 5.13 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Bolivia proyectado para el 2022 [72]
5.13 Paraguay
En Paraguay existen diversos agentes gubernamentales que contribuyen al sistema eléctrico, a nivel
ministerial no existe una organización dedicada de forma exclusiva al sector energético como el
resto de países de la región, sin embargo se estructura un Viceministerio de Minas y Energía el cual
crea a la Administración Nacional de Electricidad (ANDE), el cual desarrolla un plan estratégico
de generación y transmisión a corto y mediano plazo.
5.13.1 Demanda de energía eléctrica
Dado que se realiza un planeamiento a corto y mediano plazo se tiene la proyección de la demanda
de energía eléctrica del país hasta el año 2023, dicha proyección realizada por la ANDE considera
un crecimiento constante para 4 diferentes escenarios de crecimiento económico (bajo, medio, alto
II y alto I) para cada escenario se tiene un porcentaje de crecimiento constante, para el caso bajo
estudio se considerara el escenario medio el cual considera un crecimiento contante del 5.66% el
cual es alto en comparación con los demás países de la región. Con base en esta proyección hasta
el año 2023 se extrapolaron los datos considerando este mismo crecimiento constante hasta el año
2030 y se presentan los resultados en la Tabla 5.43. La alta tasa de crecimiento se debe al estudio
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histórico que demuestra crecimientos económicos y en el sector eléctrico en promedio del 9.11%
anual.
Tabla 5.43 Proyección de demanda de energía eléctrica en Paraguay 2016-2030 [74]
Año Demanda de
Energía [GWh] Demanda de
Potencia [MW]
2016 3.086 440
2017 3.268 466
2018 3.455 493
2019 3.620 517
2020 3.810 544
2021 3.995 570
2022 4.187 597
2023 4.369 623
2024 4.616 659
2025 4.878 696
2026 5.154 735
2027 5.445 777
2028 5.754 821
2029 6.079 867
2030 6.423 917
5.13.2 Política energética
Según el Viceministerio de Minas y Energía propone 4 objetivos claves para el desarrollo del sector
energético del país:
Garantizar la energía a todos los ciudadanos: en la zona norte del país aún se encuentran
muchas poblaciones sin acceso a la energía eléctrica y son zonas que deben ser alcanzadas
por el sistema.
Seguridad energética: utilizando recursos primarios de la nación esto a nivel de energía no
eléctrica.
Convertir a Paraguay en un centro internacional regional: esto ya se comenzó con los
proyecto binacionales de generación que se realizaron ene le país, y el principal objetivo
es continuar trabajando en la línea de la integración energética regional.
La conciencia ciudadana en el uso de las energías: se propone trabajar con el comité de
eficiencia energética para implementar campañas de para que los usuarios hagan un uso
eficiente de la energía eléctrica.
5.13.3 Generación
La generación de Paraguay es un tema difícil de definir, el país cuenta principalmente con 3 plantas
hidroeléctricas disponibles para la generación eléctrica del país, una de ellas, Acaray, es propiedad
del país con una potencia máxima instalada de 200 MW. El caso de Itaupú es una central con una
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capacidad total de 14.000 MW pico con 20 turbinas generadoras, de las cuales solo 10 corresponden
al uso de Paraguay y las otras 10 atienden demanda brasilera. Una situación similar se tiene con la
planta de Yacyretá la cual tiene una potencia instalada de 3.200 MW en 20 turbinas de las cuales a
Paraguay le corresponden 1600 MW y los otros 1600 MW corresponden a Argentina, además de
estas tres centrales de generación Paraguay cuenta con 4 plantas de generación térmicas pequeñas
(mínimas considerando las capacidades de las plantas hídricas) las cuales suman 21 MW. En la
Tabla 5.44 se muestra la capacidad instalada en Paraguay. [75]
Tabla 5.44 Potencia instalada en Paraguay
Tecnología Central Potencia
[MW]
Participación
[%]
Hidráulica
Itaupú 7.000 79,3
Acaray 200 2,3
Yacyretá 1.600 18,1
Térmica 4 plantas 24,9 0,3
Total 8.825
Esta peculiaridad en el esquema de generación es una muestra del concepto de SuperGrid aplicado
hoy en día en el continente, donde se compartes recursos naturales por el bien común de la región
asociando a los diferentes países a nivel de inversión financiera y tecnológica
5.13.4 Potenciales de Generación
El conocimiento técnico de Paraguay es principalmente la hidrología como única fuente de
generación por lo tanto los proyectos a mediano plazo solo consideran esta tecnología, lo cual puede
no ser lo más indicado, sin embargo en el plan maestro de generación se consideran los siguientes
potenciales de plantas hídricas y PCHs.
Tabla 5.45 Resumen del potencial energético de Paraguay [74]
Recurso Cantidad Potencia
[MW]
Hidráulico 7 5386
Menores 7 80
Total 5466
5.13.5 Sistema de transmisión
El sistema de transmisión en Paraguay considera dos niveles de tensión, 500 kV y 220 kV,
actualmente el país cuenta únicamente con 3 subestaciones conectadas por 2 líneas de 500 kV, sin
embargo se cuenta con la proyección del sistema de transmisión se Paraguay para el año 2023 en
donde ya se presenta un rad de 500 kV más robusta con 7 subestaciones y 8 líneas de transmisión.
En la Figura 5.14 y en la Figura 5.15 se muestra el sistema de transmisión actual y el proyectado
para el año 2023 respectivamente.
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Figura 5.14 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Paraguay actual [74]
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Figura 5.15 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Paraguay proyectado para el 2023 [74]
5.14 Uruguay
En Uruguay los entes gubernamentales encargados del sistema eléctrico son el Ministerio de
Industria, Energía y Minería (MIEM) y la Administración del Mercado Eléctrico (ADME). Una de
las principales particularidades de Uruguay es la cantidad de energía eólica instalada en el país que
alcanza el 31% de la potencia total instalada lo cual es la participación más alta de este tipo de
generación en el mundo, debido a ello también se presenta en el sistema un factor de carga muy
bajo en comparación a los demás países de la región.
5.14.1 Demanda de energía eléctrica
Según el regulador del sistema eléctrico nacional la “Administración del Mercado Eléctrico
ADME” se plantea el crecimiento de la demanda de energía eléctrica en el país hasta el año 2023
puesto es su venta de tiempo más lejana dentro de sus esquemas de planeación, para realizar el
ajuste hasta el 2030 se asumió a partir del año 2023 un crecimiento constante de la demanda y de
presenta dicha proyección en la Tabla 5.46. Por otra parte se calculó el factor de carga del sistema
y se encontró que es en promedio de 63% esto se debe al alto porcentaje de participación de fuentes
eólicas en el sistema.
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Tabla 5.46 Proyección de demanda de energía eléctrica en Uruguay 2016-2030 [76]
Año Demanda de
Energía [GWh] Demanda de
Potencia [MW]
2016 10.699 1.920
2017 10.981 1.970
2018 11.282 2.024
2019 11.576 2.077
2020 11.577 2.077
2021 11.808 2.119
2022 12.044 2.161
2023 12.285 2.204
2024 12.530 2.248
2025 12.781 2.293
2026 13.036 2.339
2027 13.296 2.386
2028 13.562 2.433
2029 13.833 2.482
2030 14.109 2.531
5.14.2 Política energética
El gobierno uruguayo presenta un documento de política energética necesaria para el desarrollo
eléctrico del país en el periodo 2005-2030 con el fin de fomentar el desarrollo del sector [77].
Como objetivo general establece la que la diversificación de la canasta energética a nivel
tecnológico, fuentes de generación, y agentes generadores, además de considerar el fomento del
desarrollo de energías renovables, este último punto lo han realizado muy bien hasta la fecha con
una fuerte inclusión de energía eólica en el sector.
Como segundo objetivo contempla la creación de mecanismos de integración regional, por lo cual
se puede pensar que se encuentran abiertos a las propuestas asociadas a una SuperGrid
Latinoamericana.
5.14.3 Generación
Se extraen los datos del balance energético de Uruguay publicado por el Ministerio de Industria,
Energía y Minería MIEM [78]. Uruguay tiene el mayor porcentaje de participación de fuente de
generación eólica con un 31% para el año 2015.
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Tabla 5.47 Potencia instalada según tecnología en Uruguay (dic 2015) [78]
Tecnología Potencia [MW] Participación [%]
Hidráulica 1.408,7 39,0
Eólica 1.119,7 31,0
Térmica 614,0 17,0
Biomasa 397,3 11,0
Solar 72,2 2,0
Total 3.612
5.14.4 Potenciales de Generación
En Uruguay no se cuenta con información pública estatal que cuantifique el potencial de generación
eléctrica disponible en el país. Por lo cual para el caso del proyecto se toman los datos recolectados
por la OLADE en el informe “Potencial de Recursos Energéticos y Minerales en América del Sur”
[59]. En la Tabla 5.48se muestra dicho potencial.
Tabla 5.48 Resumen del potencial energético de Uruguay por recurso
Recurso Potencia [MW]
Hidráulico 1.815
Eólico 3.000
Cogeneración 179
Solar 59
Biomasa 216
Total 5.268
5.14.5 Sistema de transmisión
El sistema de transmisión de Uruguay de basa en los niveles de tensión de 500 kV y 150 kV la red
principal del país conecta las plantas de generación con la capital Montevideo. En la Figura 5.16 se
muestra el sistema eléctrico uruguayo proyectado para el año 2017.
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Figura 5.16 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Uruguay previsto al 2017 [77]
5.15 Chile
En Chile el agente encargado de la planificación del sistema eléctrico se conoce como el
Coordinador Eléctrico Nacional, el cual en [79] publica diversos documentos de planificación y
operación del sistema eléctrico. El punto importante de salida del estudio de esta información es el
hecho de la división del sistema eléctrico en 2 partes el Sistema Interconectado del Norte Grande
(SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC).
5.15.1 Demanda de energía eléctrica
Al igual que la mayoría de modelos de planeamiento de la demanda utilizados en el mundo, las
proyecciones en Chile consideran como parámetros de entrada en el modelo las series de las
proyecciones de crecimiento poblacional y de crecimiento económico del país.
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Año Demanda de
Energía [GWh] Demanda de
Potencia [MW]
2016 67.656 9.086
2017 69.456 9.328
2018 71.509 9.604
2019 73.676 9.895
2020 75.932 10.198
2021 78.162 10.497
2022 80.466 10.807
2023 82.786 11.118
2024 85.196 11.442
2025 87.535 11.756
2026 89.745 12.053
2027 92.105 12.370
2028 94.448 12.684
2029 96.727 12.990
2030 98.906 13.283
Con esta información se calcula un factor de carga promedio del 85% en la ventana de tiempo en
estudio.
5.15.2 Política energética
El ministerio de energía de Chile desarrolla una nueva política energética con miras a un sistema
en el año 2050. Para esto se propone el desarrollo en 4 pilares de desarrollo que son: [80]
Confiabilidad: es indispensable considerar un sistema eléctrico que cuente con la capacidad de
atender la demanda el país, bajo fuertes lineamientos de seguridad, calidad del suministro y
flexibilidad en las interconexiones. En este punto de destaca en el informe el compromiso por contar
con una generación descentralizada y una gestión activa de la demanda.
Inclusividad: este pilar busca posicionar al sector eléctrico como un factor fundamental en el
desarrollo económico del país, por lo cual se busca desarrollar en fuerte medida tecnologías que
impulsen la eficiencia energética, además de integrar los agentes del sistema para eliminar fallas
del mercado. La prioridad en este lineamiento es la cobertura del servicio alcanzando el 100% de
las cargas del país.
Competitividad: la competitividad del mercado eléctrico se considera con el costo marginal de la
energía el cual incluye un factor de impacto sobre el medio ambiente, al igual que en la mayoría de
países del mundo se ha manifestado la preocupación por desarrollar una canasta energética
amigable con el medio ambiento, por lo cual la prioridad en este punto es fomentar la
descarbonificacion de la canasta con la inclusión de tecnologías renovables.
Sostenibilidad, Eficiencia y educación energética: el objetivo principal de este lineamiento es el
fomento de la participación de la demanda como un agente activo del sistema, el papel de la
demanda el sistema se presenta en los modelos de respuesta a la demanda y el uso eficiente de la
energía eléctrica.
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5.15.3 Generación
Las bases de datos sobre los generadores del sistema chileno se encuentran divididos por dos
diferentes oficinas dentro del Coordinador Eléctrico Nacional uno para el SING y el otro para el
SIC y se encuentran en [81] y en [82]. En la Tabla 5.49 se muestra de forma resumida la potencia
instalada en el país pos tipo de fuente de generación.
Tabla 5.49 Potencia instalada según tecnología en Chile (dic 2016)
SING SIC Chile
Tecnología Potencia
[MW]
Participación
[%]
Potencia
[MW]
Participación
[%]
Potencia
[MW]
Participación
[%]
Carbón 2.667,7 45,6 0 0,0 2.667,7 11,6
Gas Natural 2.559,9 43,8 6.578 38,2 9.137,5 39,6
Líquidos 326,0 5,6 1.644 9,6 1.970,4 8,5
Solar 172,2 2,9 1.312 7,6 1.484,2 6,4
Eólica 90,0 1,5 1.028 6,0 1.118,0 4,8
Cogeneración 17,5 0,3 0 0,0 17,5 0,1
Hidro 10,9 0,2 6.654 38,7 6.664,9 28,9
Total 5.844 17.216 23.060
5.15.4 Potenciales de Generación
Se cuenta con un informe realizado por el centro de energía de Chile que describe diferentes
escenarios de expansión en la generación de energía eléctrica en el país, basados en un potencial
que cuantifican para los recursos que consideran viables en el país. Con el desarrollo de los
escenarios se tomó el de mayor potencial instalado al año 2030, los resultados se muestran en la
Tabla 5.50, y se tomaron datos del potencial energético que se elevan a 44.240 MW.
Tabla 5.50 Resumen del potencial energético de Chile
Recurso Cantidad Potencia [MW]
Hidráulico 0 50
Térmico 26 6.447
Eólico 39 7.532
Nuclear 0 0
Cogeneración 0 0
Solar 10 1.516
Geotérmica 1 180
Biomasa 0 0
Total 15.725
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5.15.5 Sistema de transmisión
Chile cuenta con un territorio de una gran extensión en sentido norte-sur y es muy angosto en un
sentido oriente-occidente, por lo cual a lo largo del tiempo se desarrollaron dos sistemas
independientes en el territorio, pero ya se cuenta con un proyecto para interconectar los dos
sistemas. En el sistema se cuenta con niveles de tensión para transmisión de 500 kV, 345 kV y 220
kV y para subtransmisión de 154 kV, 110 kV y 66 kV. A continuación en la Figura 5.17 se muestra
el sistema de transmisión del sistema SING y en la Figura 5.18 se muestra en el sistema de
transmisión del sistema SIC.
Figura 5.17 Esquema unifilar del sistema de transmisión de SING Chile actual [79]
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Figura 5.18 Esquema unifilar del sistema de transmisión de SIC Chile actual [79]
5.16 Argentina
Argentina ha tenido una desaceleración económica con fuertes repercusiones en el sistema
eléctrico, disminuyendo considerablemente la evolución de la demanda de energía eléctrica. Las
entidades organizacionales del sistema están encabezadas por el ministerio de energía y minería y
la secretaria de energía eléctrica, a nivel operacional cuentan con el CAMMESA en donde se
realizan los estudios requeridos para cumplir el objetivo de esta tesis.
5.16.1 Demanda de energía eléctrica
Se plantean dos escenarios de demanda, el primero asume un alto crecimiento bajo la premisa que
las políticas de uso eficiente de la energía no son efectivas y el segundo escenario asume que si son
efectivas dichas políticas. Para el caso del estudio se asumirá la premisa de mayor crecimiento de
la demanda por ser el escenario crítico del país. En la Tabla 5.51 se presenta la proyección para el
2030.
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Tabla 5.51 Proyección de demanda de energía eléctrica en Argentina 2016-2030 [83]
Año Demanda de
Energía [GWh] Demanda de
Potencia [MW]
2016 125.550 20.475
2017 130.091 21.015
2018 134.562 21.591
2019 139.283 22.152
2020 143.944 22.702
2021 148.360 23.269
2022 152.677 23.851
2023 157.258 24.447
2024 161.657 25.058
2025 166.198 25.685
2026 171.089 26.327
2027 175.796 26.985
2028 180.644 27.660
2029 185.643 28.351
2030 190.670 29.060
5.16.2 Política energética
La política energética de Argentina no cuenta con mayores directrices de trabajo, de acuerdo con
las decisiones gubernamentales el principal factor es la eficiencia energética en miras de generar
ahorros en el consumo de energía eléctrica del país. La segunda preocupación es la dependencia a
los combustible fósiles considerando que los últimos años la producción total de petróleo y gas
natural ha bajado casi en un 1% anual.
5.16.3 Generación
De acuerdo con informe mensual presentado por CAMMESA en febrero del 2017 se presenta la
Tabla 5.52, donde se evidencia una fuerte dependencia a las fuentes térmicas por lo que el problema
de emisiones de CO2 es un problema importante en el sistema, como segunda particularidad es la
participación de energía nuclear, en el continente es el país con mayor porcentaje de participación.
Tabla 5.52 Potencia instalada en Argentina Febrero 2017 [84]
Tecnología Potencia [MW] Participación [%]
Térmica 20.893 60,6
Hidráulica 11.107 32,2
Nuclear 1.755 5,1
Menores 489 1,4
Eólica 195 0,6
Biomasa 17 0,0
Solar 8 0,0
Total 34.464
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5.16.4 Potenciales de Generación
Se consideran los potenciales de generación asociados a los proyectos nuevos desde el 2016 al
2030, que se exponen en informe de CAMMESA “Metodología para la Elaboración y Evaluación
de Escenarios Energéticos 2030”, este informe contiene una lista de los nuevo proyectos de
generación para los próximos 15 años, bajo diferentes escenarios que consideran supuestos maro
económicos distintos en la Tabla 5.53 se muestran la capacidad a instalar por recurso para el 2030.
[83]
Tabla 5.53 Resumen del potencial energético de Argentina
Recurso Cantidad Potencia [MW]
Hidráulico 0 7.952
Térmico 0 2.400
Eólico 0 10.000
Nuclear 0 2.000
Cogeneración 0 6
Solar 0 100
Geotérmica 0 90
Biomasa 0 10.000
Total 32.548
Adicional a las plantas que se consideran viables para el año 2030, se requiere una estimación a
largo plazo de los potenciales de generación eléctrica en Argentina, el EREC realiza un análisis de
los potenciales energéticos del país por fuente de generación, dicho potencial alcanza los 68.600
MW adicionales instalados.
5.16.5 Sistema de transmisión
El Ministerio de Energia y Minas de Argentina cunat con un portal interctivo geografico, de donde
se puede extraer la informacion completa del sistema electrico del pais [85]. El sistema de
transmision de argentina por su gran extencion y si anterior configuracion de sistemas aislados se
presentan un gran nuim,ero de nivles de tension, en orden decendente el sistema de transmisuion
es 500 kV, 345 kV (para interconexion con chile) 330 kV y 220 kV. Debido al tamaño del sistema
se dividio en las dos figuras que se muestran a continuacion.
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Figura 5.19 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Argentina norte actual [85]
Figura 5.20 Esquema unifilar del sistema de transmisión de Argentina sur actual [85]
Página 105 de 155
6 Red latinoamericana
6.1 Demanda de energía eléctrica.
De acuerdo con el estudio realizado en el literal anterior se resume la demanda del continente en la
Tabla 6.1 donde se presenta la demanda total y por países de acuerdo con las etapas de planeamiento
necesarias en la metodología propuesta (años 2016, 2030 y 2050). Para el año 2050, debido a la
falta de datos por parte de los entes de planeamiento de los diferentes países, se optó por una
aproximación en la cual se asumió un crecimiento constante considerando la taza del periodo 2029-
2030.
Tabla 6.1 Proyección de demanda de energía eléctrica en Latinoamérica 2016, 2030 y 2050
2016 2030 2050
Energía [GWh]
Potencia [MW]
Energía [GWh]
Potencia [MW]
Energía [GWh]
Potencia [MW]
Brasil 566.856 92.442 1.027.896 167.628 2.385.792 389.072
Argentina 125.550 20.475 190.670 29.060 312.852 47.618
Venezuela 117.000 16.967 134.488 19.503 164.102 23.798
Colombia 70.280 10.889 107.514 14.917 204.016 28.306
Chile 67.656 9.086 98.906 13.283 154.426 20.739
Perú 49.751 6.762 103.507 13.839 218.338 29.193
Ecuador 20.362 3.274 37.925 6.013 92.554 14.674
Guatemala 12.102 1.996 21.880 3.513 38.408 6.167
Costa Rica 10.702 1.627 12.164 1.849 14.605 2.220
Uruguay 10.699 1.920 14.109 2.531 20.957 3.760
Panamá 10.107 3.285 20.294 5.882 56.538 13.574
Bolivia 9.348 1.590 22.645 3.689 67.773 11.041
Honduras 9.415 1.551 16.241 2.665 34.560 5.670
El Salvador 6.449 1.073 9.113 1.516 14.930 2.483
Nicaragua 4.394 695 8.317 1.290 21.564 3.346
Paraguay 3.086 440 6.423 917 19.313 2.757
Total 1.093.758 174.071 1.832.091 288.096 3.820.728 604.419
Como se puede ver para el año 2030 se espera un crecimiento de la demanda en el continente
cercana al 70% con respecto al 2016, y del 250% para el año 2050, lo que demuestra una gran
necesidad de nueva generación, virtualmente se necesita triplicar la capacidad instalada a la fecha.
6.2 Generación
Consolidando los datos obtenidos en el literal anterior donde se analizaron los las matrices
energéticas locales en cada país, se construyó la Tabla 6.2 donde se muestra la potencia instalada
por país u por recurso de generación.
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Tabla 6.2 Potencia instalada en Latinoamérica 2016
[MW] Hidráulico Térmico Eólico Nuclear Cogeneración Solar Geotérmica Biomasa Total
Brasil 95.064 37.886 4.893 1.957 - 15 - - 139.815
Argentina 11.107 20.893 195 1.755 489 8 - 17 34.464
Venezuela 14.879 15.358 50 - 4 - - - 30.291
Chile 6.665 13.766 1.118 - 18 1.484 - - 23.050
Colombia 10.890 4853 19 - 863 - - - 16.625
Paraguay 8.800 25 - - - - - - 8.825
Perú 3.286 3.208 90 - 144 35 - - 6.763
Guatemala 1.033 1.378 53 - 669 80 49 - 3.262
Uruguay 1.409 614 1.120 - - 72 - 397 3.612
Ecuador 1.492 1.608 11 - - 2 - 52 3.165
Costa Rica 1.834 599 197 - 40 1 218 - 2.889
Panamá 1.623 1.132 55 - - 2 - - 2.813
Honduras 624 1.009 152 - 156 - - - 1.940
El Salvador 553 985 - - 130 - 204 - 1.872
Bolivia 415 956 - - - - - 14 1.385
Nicaragua 150 849 186 - - 1 155 - 1.342
Total 159.824 105.119 8.138 3.712 2.511 1.702 626 480 282.111
Participación 56,7% 37,3% 2,9% 1,3% 0,9% 0,6% 0,2% 0,2% 100,0%
Figura 6.1 Participación de recursos primarios en la generación de energía eléctrica en Latinoamérica
De acuerdo con las directrices mundiales en respuesta al cambio climático Latinoamérica cuenta
con una matriz energética con alta participación de energía limpia puesto que tiene como principal
fuente de generación el recurso hídrico con una participación cercana al 57% es decir unos 160 GW
instalados. Ahora, si se consideran los recursos renovables no convencionales instalados este
porcentaje sube al 62%.
56,7%
37,3%
2,9%
1,3%
0,9%
0,6%
0,2%
0,2%
1,0%
Hidraulico Térmico Eólico Nuclear
Cogeneracion Solar Geotermica Biomasa
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Considerando las proyecciones de futura potencia instalada se espera que este porcentaje de
generación renovable o de baja emisión de CO2 aumentara considerablemente como se presentara
más adelante.
Por otra parte los países de Latinoamérica ya tienen un enfoque de integración internacional y de
compartir recursos naturales para el bien común. Esto se evidencia con el mercado internacional de
energía eléctrica, en su mayoría los países vecinos tienen conexiones eléctricas muchas de ellas de
baja capacidad aun, por lo que no se puede tipificar una SuperGrid.
Un primer paso a nivel de integración de generación son las plantas de generación binacionales en
el caso de sur américa se pueden establecer 5 proyectos de esta índole, donde se realizan inversiones
por parte de dos naciones para explotar el recurso natural de una de ellas, en la Tabla 6.3 se
caracterizan estos 5 proyectos.
Tabla 6.3 Proyectos hidroeléctricos de gran escala Binacionales
Países Nombre Capacidad instalada
[MW]
Brasil-Paraguay Itaipú 14.000
Argentina-Uruguay Salto Grande 1.890
Argentina-Paraguay Yacyretá 3.200
Argentina-Brasil Garabí 1.500
Argentina-Paraguay Corpus 3.400
6.3 Potenciales de generación.
La cuantificación de los potenciales de generación es una tarea primordial para el planeamiento de
una SuperGrid, una de las principales directrices en un mercado regional es la diversificación de la
matriz energética para esto es necesario entender con qué recursos se cuenta en cada sector de la
SuperGrid, así mismo se pueden identificar las características (posición geográfica, capacidad de
generación, necedades de transmisión, restricciones amiéntales y geográficas, etc.) de los proyectos
que alimenten el sistema.
Sin embargo estos estudios aún se encuentran etapa de estimación y no se pueden catalogar como
alternativas firmes, por otra parte los estudios locales se enfocan en recursos particulares de acuerdo
con las directrices de planeamiento que estipule la política energética local.
La OLADE en conjunto con UNASUR, desarrollaron el informe “Potencial de Recursos
Energéticos y Minerales en América del Sur” en el 2014 donde se estima el potencial energético de
sub continente. En la Figura 6.2 se muestra en un esquema geográfico la distribución y
cuantificación de recursos de los recursos en América del Sur, por otra parte en la Tabla 6.4 se
muestra el resumen por país, energético y la totalización del continente.
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Tabla 6.4 Resumen del potencial energético de América del Sur por país y recurso [59]
País Hidráulico Eólico FV Solar GeoT Bioenergía Biodiesel Bioetanol Petróleo GN Carbón Uranio
[MW] [MW] [MW] [W/m2] [MW] [MW] [Mill Ltr] [Mill Ltr] [10^6 bbl] [10^9 m3] [10^6 T] [TM]
Brasil 260.093 142.000 0,196 471 115 1.000 2.397 28 15.052 459 4.555 309.000
Argentina 40.400 200.000 2.478 21,2 2.010 0 2.620 121 2.478 333 422 0
Venezuela 46.000 45.000 806 485 910 0 0 0 297.571 5.529 1.768 0
Chile 25.156 40.000 0 453 3.350 113 0 0 24 39 147 0
Colombia 93.000 18.000 0 418 2.210 60 519 337 2.259 188 5.557 0
Paraguay 12.516 0 0,0504 503 0 0 0 138 0 0 0 0
Perú 58.937 22.000 164 508 2.990 54 7,98 0 579 360 49 100
Uruguay 1.815 3.000 0 405 0 216 0 13 0 0 0 0
Ecuador 25.150 884 0 324 1.700 38,2 0 0 6.187 3,3 22 0
Bolivia 40.000 0 200 503 2.490 44 0 0 194 265 0 0
Total 603.067 470.884 3.648 15.775 1.524 5.544 637 324.344 7.175 12.520 309.100
Figura 6.2 esquema geográfico la distribución y cuantificación de recursos de los recursos en América del Sur [59]
Página 109 de 155
Considerando que estos potenciales presentados constituyen el potencial teórico de cada nación de
Suramérica y no considera factibilidades de implantación de dichas generación son un una guía
vaga si se piensa en un escenario de generación a mediano plazo, adicionalmente dicho potencial
es total es decir que se considera la generación instalada actualmente.
Dada la metodología planteada se necesita plantear un potencial energético para las dos ventanas
de tiempo asociadas al planeamiento a mediano y largo plazo.
Se plantea para el mediano plazo (2030) considerar únicamente los proyectos de generación con
algún grado de viabilidad o factibilidad de conexión expresados en los planes de expansión de los
diferentes países que hacen parte del proyecto, cabe resaltar que no se cuenta con dicha información
para Venezuela ni Uruguay. En la Tabla 6.5 se resumen dichos potenciales.
Tabla 6.5 Matriz energética proyectada en América Latina para mediano plazo.
[MW] Hidráulico Térmico Eólico Nuclear Cogeneración Solar Geotérmica Biomasa Total
Brasil 156.364 37.886 8.193 7.957 7.300 15 0 4.750 222.465
Argentina 19.059 20.893 10.195 3.755 495 108 90 10.017 64.612
Venezuela 14.879 15.358 50 0 4 0 0 0 30.291
Chile 6.715 13.766 8.650 0 18 3.000 180 0 32.328
Colombia 15.799 4.853 3.150 0 3.698 122 100 285 28.007
Paraguay 9.339 25 0 0 0 0 8 0 9.372
Perú 20.926 3.208 252 0 144 219 0 4 24.753
Guatemala 4.583 1.378 154 0 669 267 349 0 7.400
Uruguay 1.409 614 1.120 0 0 72 0 397 3.612
Ecuador 13.610 1.608 82 0 221 4 0 52 15.578
Costa Rica 8.467 599 471 0 40 1 475 95 10.148
Panamá 4.012 1.132 7.235 0 0 1.304 0 25 13.709
Honduras 3.338 1.009 1.444 0 156 1.143 120 179 7.388
El Salvador 723 985 70 0 130 290 504 65 2.767
Bolivia 20.302 956 50 0 0 25 100 64 21.497
Nicaragua 994 849 369 0 0 123 755 200 3.290
Total 300.519 105.119 41.485 11.712 12.873 6.695 2.681 16.133 497.215
Participación 60,440% 21,141% 8,343% 2,356% 2,589% 1,346% 0,539% 3,245% 100%
Es importante destacar el hecho que cerca del 75% del potencial de nueva generación de energía
eléctrica en el subcontinente está asociado a fuentes limpias o renovables. Muchos de los países de
la región han optado por desestimar su potencial de generación a partir de recursos fósiles debido
a la preocupación mundial por el cambio climático disminuyendo la participación de la generación
térmica, al comparar los porcentajes de participación del potencial energético con la actual matriz
energética (Tabla 6.2) se encuentra que la tendencia está dirigida a mantener una participación
mayoritaria de generación hidroeléctrica y remplazar (aunque en una baja medida) la generación
térmica por eólica.
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7 Para el análisis de largo plazo (2050) se contemplaron los la suposición que el avance tecnológico durante este periodo de proyectos de generación a gran escala la información ha sido expansión, informes futuros e informes regionales especificados por país en el literal de Metodología General para el
planeamiento de una SuperGrid en América Latina El objetivo principal de esta tesis es el planteamiento de una metodología aplicable al planeamiento
de una SuperGrid en América Latina. En la Figura 4.1 se muestra el diagrama de flujo de la
metodología planteada.
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Inicio
Caracterización de
los sistemas
eléctricos por país
Definición de
nodos DC
Definición de corredores de
transmisión eléctrica
Definición del modelo de
optimización
Optimización del
problema
Alternativa
Optima
Definición del
horizonte de
planeamiento
Fin
Figura 4.1 Metodología general para el planeamiento de una SuperGrid en Latinoamérica
Con base en la Figura 4.1 se describe cada uno de los pasos a continuación.
7.1 Definición del horizonte de planeamiento
Considerando que ya se estipularon las oportunidades que plantea una SuperGrid en Latinoamérica,
como primer paso se debe plantear el horizonte de tiempo necesario para su implementación, para
ello se tuvieron las siguientes consideraciones.
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La puesta en marcha de una SuperGrid continental requiere de años de planeamiento
técnico, financiero y político además del tiempo de investigación requerido, por lo tanto no
se puede pensar en un planeamiento de corto plazo.
En esta etapa se propone plantear un horizonte de tiempo de largo plazo, considerando las
limitaciones que se tienen por las proyecciones de demanda y generación del continente.
Con el fin de plantear una ruta de ejecución y para identificar las necesidades técnicas del
proyecto se requiere de un punto intermedio.
En las diferentes proyecciones estatales y en las proyecciones de entes investigativos se
consideran las divisiones en distintos horizontes de tiempo, dado un nivel de incertidumbre.
Aplicando esto, los parámetros utilizados al mediano plazo deben tener una relativa baja
incertidumbre, es decir, que se modela la SuperGrid únicamente con datos y proyecciones
con un nivel de estudio avanzado, por criterio de diseño.
Para el largo plazo no se espera contar con la totalidad de la información requerida por lo
cual se plantean diferentes metodologías de extrapolación de datos asociados a supuestos
globales desarrollados por entidades internacionales dedicadas al planeamiento energético.
7.2 Caracterización de los sistemas eléctricos por país.
El principal objetivo de esta etapa, es caracterizar la demanda y generación de energía eléctrica
prevista en el continente. Se puede hablar de varios puntos a desarrollar en esta etapa:
Se deben caracterizar los sistemas en tres espacios temporales. El presente para determinar
la situación actual de cada país; el mediano plazo, con el fin de determinar las necesidades
energéticas; y el largo plazo, con el fin de fijar un objetivo de planeamiento de la
SuperGrid.
Para la caracterización de demanda y generación de energía eléctrica en el presente y
mediano plazo, se plantea el estudio de los informes locales de operación y planeamiento
de cada país. La mayoría de organizaciones estatales del continente tienen estudios
detallados para el planeamiento de sus sistemas eléctricos.
Para la caracterización de demanda y generación de energía eléctrica en el largo plazo, se
consideran estudios globales sobre las proyecciones, esto por dos razones, en primer lugar,
el nivel de incertidumbre a largo plazo es superior a los otros plazos de tiempo por lo que
no es necesario llegar a un mayor detalle, y en segundo lugar, muchos de los países no
cuentan con los instrumentos necesarios para realizar un planeación de este tipo.
El principal resultado de esta etapa es la información de proyección de demanda máxima
y las proyecciones de las matrices eléctrica por país.
7.3 Definición de nodos DC
De acuerdo con la definición inicial de la SuperGrid, se debe tener claro que el proyecto aquí
planteado tiene como principal objetivo suplir una necesidad de transporte de energía eléctrica a
gran escala en términos de potencia y distancia; por lo que la SuperGrid propuesta sigue el esquema
de HVDC Grid. Por este motivo es necesario entender en detalle las necesidades del continente,
principalmente a nivel de demanda futura y de potenciales de generación. Considerando lo anterior
se contemplan los siguientes lineamientos para la ubicación de los nodos de la SuperGrid.
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Nodos de demanda de energía eléctrica: se deben identificar los puntos geográficos con
una gran demanda, para esto se consideraron dos focos principales de consumo el primero
las grandes zonas industriales que actualmente existen en el continente, se detectaron zonas
de grandes producciones de metales, zonas portuarias, producciones de diferentes materias
primas. El segundo foco de consumo son las grandes zonas urbanas, para determinar el
dimensionamiento de dicho consumo actual y proyectado se realizaron revisiones de mapas
de densidad demográfica dado que la cantidad de habitantes en una zona mantiene una alta
correlación de forma directa con el consumo de energía eléctrica de la misma zona.
Inclusión de la totalidad de los países contemplados en el caso de estudio: como restricción
todos los países deben tener por lo menos un nodo de la SuperGrid en su territorio.
Nodos de generación: en la caracterización de los sistemas de cada país, se mantuvo
especial cuidado con la información de proyección de generación identificando zonas con
potenciales naturales para la producción de energía eléctrica con esto se pudieron
identificar zonas necesidades de transporte de energía. Considerando lo anterior se ubican
nodos de generación en inmediaciones de dichas zonas detectadas.
La ubicación de los nodos es zonal: la ubicación que se plantee para cada uno de los nodos
se contempla de manera zonal debido a la naturaleza de la información primaria utilizada,
es decir, se contempla la posibilidad de movimientos y ajustes de los nodos propuestos
7.4 Definición de corredores de transmisión eléctrica
Definir los corredores de transmisión eléctrica, más que un planteamiento propositivo es un
resultado de los pasos anteriores. Ya se proyectaron las necedades de la red y se debe plantear un
red capaz de suplirlas considerando minimización de costos, criterios de límites de voltaje, criterios
de máxima capacidad en etapas de diseño y minimización de pérdidas del sistema. Para cumplir
con los requerimientos se consideran los siguientes criterios de diseño:
Confiablidad del sistema: se requiere como criterio técnico mínimo de confiablidad que
todos los nodos planteados tengan 1 corredor de transmisión eléctrica asociado, con
capacidad de soportar la potencia a transmitir en estado estable una falla N-1.
Trazado de líneas: para determinar la longitud de los corredores de transmisión se utiliza
un software comercial cartógrafo con toda la información vial del continente, se contempla
un trazado bordeando infraestructura vial existente, esta aproximación se contempla bajo
la premisa de facilidad de construcción.
Cargabilidad de las líneas: se considera como criterio de diseño de las líneas una
cargabilidad máxima del 70%, esto con el fin de considerar el crecimiento vegetativo
constante del sistema.
Capacidad máxima de un circuito: la capacidad de un circuito depende de numerosas
variables (longitud, nivel de tensión, conductor y número de sub-conductores). Por criterio
de diseño en la practicidad del montaje se consideran un máximo de 4 sub-conductores por
fase y máximo 2 circuitos por torre de transmisión.
Restricciones ambientales: el alcance del planeamiento no considera el trazado de las líneas
diseñadas, considerando que los nodos tienen una ubicación zonal no es viable realizar un
trazado exacto de las líneas. Sin embrago, en el actual trazado aproximado no se consideran
Página 114 de 155
violaciones ambientales de gran escala, es decir no se permite que los corredores de
transmisión crucen grandes reservas forestales o cuencas hidrológicas.
7.5 Definición del problema a optimizar
En este punto ya se cuenta con una ubicación aproximada de los nodos de la SuperGrid con los
cálculos proyectados del equivalente de generación y consumo, adicionalmente se tienen los
trazados aproximados de los corredores de transmisión. La razón de realizar una optimización es la
de dimensionar la capacidad de transporte necesaria de dichos corredores, de tal forma que se
cumplan los requerimientos técnicos en estado estable minimizando el costo de la red. Sin embargo,
es importante aclarar que no se considera un límite máximo de inversión.
La optimización del sistema se modela con 3 puntos de variabilidad que son:
Regulación del despacho del sistema: para modelar dicha variabilidad se plantea la creación
de escenarios climáticos que limiten el factor de planta de las fuentes dependientes del
clima y reflejar la complementariedad de le las fuentes convencionales y no
convencionales.
Número de líneas activas del sistema: en la etapa de planteamiento de las líneas de
transmisión se plantean corredores por criterio del diseñador y no técnico, es necesario
caracterizar la necesidad o no de cada corredor. Por lo tanto, de plantea una variable a
optimizar correspondiente a la presencia o no de cada corredor, dicha variable se modela
como un vector “Estatus” de tamaño igual al número de corredores del sistema.
Número de subconductores por corredor: la segunda variable a optimizar es la capacidad
de transporte de cada corredor de transmisión, para ello se modela un conductor de alta
capacidad como la unidad base y se busca la cantidad de estos conductores necesarios para
cumplir con las necesidades técnicas del sistema, se agrupan estos conductores en circuitos
de 4 sub-conductores por fase y 2 circuitos por línea de transmisión.
La optimización del problema se realiza en dos etapas, la primera consiste en un método de
evolución diferencial que se expone en detalle en la sección 4.6.2 de este documento, en esta etapa
se optimizan los vectores objetivos (“Estatus y Número de conductores”) para cada uno de los
escenarios climáticos, obteniendo así una serie de resultados que se llamaron sub-óptimos; así, se
cuenta con el mismo número de resultados sub-óptimos que numero de escenarios planteados.
La segunda etapa, consiste en la aplicación del “óptimo de Pareto” evaluando cada uno de los sub-
óptimos obtenidos en la etapa anterior, en un sentido técnico y otro económico para determinar el
resultado óptimo del sistema. En la sección 4.6.3 se explica en detalle el método implementado.
Página 115 de 155
7.6 Modelo de optimización implementado
En esta tesis se propone una metodología de optimización de planeamiento de expansión de
transmisión con el algoritmo Evolución Diferencial como primer paso para encontrar las
configuraciones óptimas por escenario climático (sub-óptimos globales). Posteriormente con una
metodología de óptimo de Pareto considerando restricciones de diseño, se encuentra el óptimo del
problema. En la Figura 4.2 se muestra el diagrama de flujo del proceso de optimización.
Inicio subproceso
Selección de Escenario de Generación E=e
Generación aleatoria de población inicial (N alternativas)
Evaluación de viabilidad técnica
Alternativas viables
Evaluación de la función de costos
Guarda la viable solución de menor costo
¿Se cumple la condición de parada?
NO
Generacion nueva poblacion (Evolucion Diferencial)
Población sucesora
SI
Guarda subóptimo correspondiente al escenario E=e
e=total de escenariosNOe=e+1
Cálculo de Puntaje Técnico de cada subóptimo
Cálculo de Puntaje Económico de cada subóptimo
SI
Selección de alternativa optima
Fin Subproceso
Figura 4.2 Diagrama de flujo del proceso de optimización
Página 116 de 155
7.6.1 Selección de escenarios de generación.
Culminadas las atapas de “Caracterización de los sistemas eléctricos por país” y “Definición de
nodos DC”, se cuenta con la proyección de la generación instalada para cada uno de los nodos
planteados. Sin embargo no se puede contar con toda esa energía como disponible en el sistema, la
energía disponible depende, principalmente, de 3 factores:
Fuente de generación: de acuerdo con el energético primario (renovable o no renovales) la
planta de generación eléctrica tiene un factor de capacidad que limita la energía disponible.
Para el caso de este proyecto se consideran factores de capacidad típicos en Latinoamérica.
Condiciones climáticas del continente: el clima influye directamente el factor de capacidad
de una planta, en especial en las fuentes renovables tienen una fuerte dependencia a las
condiciones climáticas, por lo tanto, se plantea la creación de escenarios a partir de la
variabilidad climática
El despacho: los sistemas eléctricos actuales manejan un sistema de despacho económico
dependiente del costo marginal de cada planta del sistema. Para el caso particular bajo
estudio este tipo de despachos no se encuentra dentro del alcance del proyecto por lo tanto
se realiza una aproximación considerando un despacho porcentualmente igualitario en
todas las máquinas del sistema.
7.6.2 Algoritmo de Evolución diferencial.
Price y Storn propusieron la Evolución Diferencial (DE) como un optimizador de funciones
confiable, versátil y de fácil implementación. La primera publicación sobre este tema fue un reporte
técnico en 1995. Desde entonces este algoritmo ha sido implementado en diversas aplicaciones y
probado en diferentes competencias como IEEE International Contest on Evolutionary
Optimization llevadas a cabo en 1996 y 1997.
El algoritmo de Evolución Diferencial es un optimizador que inicia con una población aleatoria,
por la cual se realiza un muestreo de la función objetivo en múltiples puntos, al igual que otros
métodos evolutivos, la DE genera nuevos puntos como alteraciones a la población inicial, esta
segunda iteración de población se genera con la diferencia escalada de dos vectores de la población
inicial aleatoriamente. Para la selección del resultado óptimo del problema, un vector de prueba
compite contra otro vector de la población, seleccionando el mejor en términos de la función
objetivo. Luego de este proceso comparativo los vectores ganadores se convierten en los padres de
la siguiente generación en el ciclo evolutivo.
7.6.2.1 Inicialización del algoritmo de Evolución Diferencial.
La primera etapa de la DE es la inicialización de los parámetros que se quieren variar, se define el
dominio de dichas variables especificando límites superior e inferior (𝑏𝐿 y 𝑏𝑈). Posteriormente, se
genera la población inicial asignando un valor aleatorio, respaldando los límites declarados.
𝑥𝑗,𝑖,0 = 𝑟𝑎𝑛𝑑𝑗(0,1) ∗ (𝑏𝑗,𝑈 − 𝑏𝑗,𝐿) + 𝑏𝑗,𝐿 ( 4.1)
Esta primera población se denomina población de Padres, la cual contiene 𝑁𝑝 vectores D-
dimensionales de parámetros, y se expresa como 𝑃𝑥 y está compuesta por los vectores 𝑥𝑖,𝑔 resultado
de la ecuación ( 4.1).
Página 117 de 155
𝑃𝑥,𝑔 = (𝑥𝑗,𝑔), 𝑖 = 1,2, … , 𝑁𝑝, 𝑔 = 1,2, … , 𝑔𝑚𝑎𝑥
𝑥𝑖,𝑔 = (𝑥𝑗,𝑖,𝑔), 𝑗 = 1,2, … , 𝐷
( 4.2)
El subíndice 𝑔 = 1,2, … , 𝑔𝑚𝑎𝑥 indica la generación a la cual pertenece el vector.
7.6.2.2 Mutación del algoritmo de Evolución Diferencial.
Luego de la inicialización, el algoritmo muta aleatoriamente algunos de los individuos de la
generación directamente anterior, para producir una población intermedia de vectores mutantes,
𝑃𝑉,𝑔 compuesta por 𝑁𝑝 individuos 𝑣𝑖,𝑔.
𝑃𝑣,𝑔 = (𝑣𝑖,𝑔), 𝑖 = 1,2, … , 𝑁𝑝, 𝑔 = 1,2, … , 𝑔𝑚𝑎𝑥
𝑣𝑖,𝑔 = (𝑣𝑗,𝑖,𝑔), 𝑗 = 1,2, … , 𝐷 ( 4.3)
Cada 𝑣𝑖,𝑔 mutado se crea a partir de la generación anterior
𝑣𝑖,𝑔 = 𝑥𝑟1,𝑔 + 𝐹 ∗ (𝑥𝑟2,𝑔 − 𝑥𝑟3,𝑔) ( 4.4)
Donde F es el factor de escalamiento con 𝐹 ∈ (0,1) número real positivo. Este factor de
escalamiento controla la taza de evolución de la población, es importante destacar que los 𝑣𝑖,𝑔
deben cumplir los límites máximos y mínimos con los que se construyen los 𝑥𝑖,𝑔.
7.6.2.3 Recombinación del algoritmo de Evolución Diferencial.
Para esta etapa es necesario recombinar la población de Padres con la población mutada, para
obtener una nueva población denominada de Hijos, 𝑃𝑢,𝑔 compuesta por 𝑁𝑝 individuos 𝑢𝑖,𝑔.
𝑃𝑣,𝑔 = (𝑢𝑖,𝑔), 𝑖 = 1,2, … , 𝑁𝑝, 𝑔 = 1,2, … , 𝑔𝑚𝑎𝑥
𝑢𝑖,𝑔 = (𝑢𝑗,𝑖,𝑔), 𝑗 = 1,2, … , 𝐷 ( 4.5)
La recombinación entre los vectores Padres y los Mutados de acuerdo con la ecuación (5,6). Con
una probabilidad de recombinación 𝐶𝑟 ∈ [0,1], este parámetro a elección por usuario y controla la
proporción de vectores mutantes que pasan a la generación de hijos. El paso de un padre o un
mutante se realiza por medio de un numero aleatorio, si el numero aleatorio es menor o igual a 𝐶𝑟
el vector hijo sea igual al vector mutante (𝑣𝑖,𝑔) de lo contrario será una copia del vector Padre (𝑥𝑖,𝑔).
Página 118 de 155
𝑢𝑖,𝑔 = 𝑢𝑗,𝑖,𝑔 {𝑣𝑗,𝑖,𝑔 𝑠𝑖 (𝑟𝑎𝑛𝑑𝑗(0,1)) ≤ 𝐶𝑟 ó 𝑗 = 𝑗𝑟𝑎𝑛𝑑
𝑥𝑗,𝑖,𝑔 𝑑𝑒 𝑙𝑜 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑟𝑖𝑜
( 4.6)
7.6.2.4 Resultado del algoritmo de Evolución Diferencial.
Por último, se evalúan todos los vectores Hijos (𝑢𝑖,𝑔) en la función objetivo, si el valor es mejor
que el obtenido con alguno de los vectores Padres (𝑥𝑖,𝑔), el Hijo remplaza al padre en la siguiente
generación, de lo contrario el Padre conserva su posición en la población.
𝑥𝑖,𝑔+1 = {𝑢𝑖,𝑔 𝑠𝑖 𝑓(𝑢𝑖,𝑔 ≤ 𝑓(𝑥𝑖,𝑔))
𝑥𝑖,𝑔 𝑑𝑒 𝑙𝑜 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑟𝑖𝑜
( 4.7)
Al obtener una nueva población resultado, esta población se convierte en generación Padres y se
itera de nuevo repitiendo el proceso de mutación y recombinación hasta que se cumple el criterio
de parada que busca el óptimo del proceso.
7.6.2.5 Evaluación en la función de costos
Considerando las alternativas viables, se evalúa la función de costos para cada una. Esta función
considera los aspectos de mayor relevancia diferencial entre las alternativas de solución. Debido a
la diferencia que se presenta en las vidas útiles de los activos eléctricos contemplados, se calculó
el valor anual equivalente (VAE) de cada alternativa. Posteriormente, la función a de costos a
minimizar es el VAE del costo total de la configuración, dado por:
min(𝑓𝑇) = 𝑉𝐴𝐸(𝐶𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙) ( 4.8)
𝐶𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐶𝑖𝐶 + 𝐶𝑖𝐸 + 𝐶𝑖𝑆 + 𝐶𝑖𝐿 ( 4.9)
Existen otros costos asociados a cada alternativa pero se consideran constantes entre las
alternativas; por lo tanto no, son un factor de decisión y no se incluyen en la ecuación de costos
objetivo. La función global, para este caso en especial se compone por las sub-funciones en ( 4.9).
Donde:
𝐶𝑖𝐶 Es el costo de inversión de los conductores, este valor depende la longitud de la línea, el
número de haz por fase y el número de circuitos. Se tomaron costos de referencia del catálogo de
fabricantes.
𝐶𝑖𝐸 Es el costo de las estructuras, este valor depende directamente de la longitud de las líneas
y el número de circuitos asumiendo un máximo de 2 circuitos Bipolares por línea de transmisión.
Se utiliza un vano entre torres de 500m de acuerdo con las especificaciones técnicas de Código de
redes de Colombia.
𝐶𝑖𝑆 Es el costo de servidumbre, depende de la longitud de las líneas y del número de líneas de
transmisión de un corredor. Se utiliza un ancho del corredor de servidumbre de 60m de acuerdo
con los reportes de proyectos HVDC de 745kV.
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𝐶𝑖𝐿 Es el costo de las pérdidas de cada línea de transmisión. Para ello, se toman el Lavelizad
Cost of Energy (LCOE) de $66 UDS/MWh a corte de primer semestre del 2017 con base en .
Se tomas costos en USD$ a corte del primer semestre del 2017, y se utilizó una taza de descuento
de 10% para el cálculo del VAE.
7.6.3 Óptimo de Pareto.
Con el algoritmo de evolución diferencial se encuentra una solución óptima para cada uno de los
escenarios; por lo tanto, se encuentran i soluciones sub-óptimas (donde i es el número de escenarios
de genracion). Para el siguiente paso se selecciona la mejor alternativa con un principio de óptimo
de Pareto entre las variables de viabilidad técnica y la función de costos. El óptimo global se
considera como el resultado con mejor puntaje económico que cumple como mínimo con un puntaje
técnico del 95%.
Figura 4.3 Esquema utilizado basado en el Óptimo de Pareto
7.6.3.1 Cálculo del Puntaje Económico
Uno de los resultados del algoritmo de “DE” es el costo de cada uno de los sub-óptimos encontrados
los cuales son normalizados sobre el mínimo costo, dando al mínimo sub-óptimo un puntaje
económico de 1 a los demás asigna puntajes entre 0 y 1 dependiendo del diferencial del costo, de
la siguiente manera:
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𝑃𝐸 = −𝑆𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠
min(𝑆𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠)+ 2
( 4.10)
Donde:
𝑃𝐸 = Vector de puntaje económico, con dimensiones 1xNumero de escenarios.
𝑆𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 = Vector de costos de los sub-óptimos, resultados del “DE”, con dimensiones
1xNumero de escenarios.
7.6.3.2 Cálculo del Puntaje Técnico
Para el puntaje técnico se propone asociar una probabilidad de ocurrencia a cada escenario
climático planteado. Seguido a esto, se evalúa la viabilidad de cada resultado sub-optimal en los
diferentes escenarios climáticos y se suma la probabilidad de ocurrencia de dicho escenario en caso
de viabilidad, tal como lo presenta la siguiente expresión:
𝑃𝑇𝑖 = ∑ 𝑃𝐸𝑗
𝑁𝐸
𝑗=1
𝑠𝑖 𝑋𝑖 𝑒𝑠 𝑣𝑖𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑒𝑛 𝐸𝑗
( 4.11)
Donde:
𝑃𝑇𝑖 = Puntaje técnico de la solución i, con i = al número de sub-óptimos.
𝑃𝐸𝑗 = Probabilidad de ocurrencia del escenario j, con j = al número de escenarios
𝑁𝐸 = Numero de escenarios climáticos
𝑋𝑖 = Sub-optimo i.
𝐸𝑗 = Escenario j.
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Planeamiento de Latinoamérica, a continuación en la Tabla 7.1 se muestra el resumen del
potencial teórico por país y recurso.
Tabla 7.1 Potencial de generación teórico en América Latina para un escenario de largo plazo.
[MW] Hidráulico Térmico Eólico Nuclear Cogeneración Solar Geotérmica Biomasa Total
Brasil 253.502 37.886 76.393 34.957 7.300 15 0 6.830 416.883
Argentina 30.107 20.893 11.195 3.755 6.489 208 90 10.017 82.754
Venezuela 60.879 15.358 45.050 0 4 806 910 0 123.007
Chile 6.715 13.766 36.946 0 18 3.000 400 0 60.844
Colombia 62.132 4.853 10.019 0 3.698 122 100 285 81.209
Paraguay 32.800 25 0 0 0 0 8 0 32.833
Perú 58.937 3.208 252 0 144 219 0 4 62.764
Guatemala 6.049 1.378 333 0 669 267 1.049 0 9.745
Uruguay 3.224 614 4.120 0 179 131 0 613 8.880
Ecuador 13.810 1.608 1.681 0 221 4 100 52 17.476
Costa Rica 27.334 599 797 0 40 10.001 1.083 95 39.949
Panamá 4.012 1.132 7.235 0 0 1.304 0 25 13.709
Honduras 5.124 1.009 1.444 0 156 1.143 300 179 9.354
El Salvador 723 985 70 0 130 290 504 65 2.767
Bolivia 40.415 956 50 0 0 25 100 64 41.610
Nicaragua 3.432 849 369 0 0 123 1.355 200 6.328
Total 609.196 105.119 195.953 38.712 19.046 17.659 5.999 18.429 1.010.111
Participación 60,310% 10,407% 19,399% 3,832% 1,886% 1,748% 0,594% 1,824% 100%
Lo destacable de la Tabla anterior es el bajo porcentaje de participación de la generación térmica
en el nueva matriz del continente, mucha de esta energía es suplida por recursos renovables dado
que para el año 2050 se espera que los recursos de hidrocarburos sean limitados es un
comportamiento lógico y con una alta probabilidad de presentarse.
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8 Contexto sociopolítico de la integración energética en
Latinoamérica
Desde los años 70s en Latinoamérica se ha planteado la necesidad de una integración energética
para optimizar el aprovechamiento de los vastos recursos naturales con los que cuenta el continente
además de alcanzar una complementariedad en las fuentes energéticas de tal forma que se mejoren
los índices de confiabilidad y seguridad de los sistemas eléctricos. A pesar de que los diferentes
agentes son conscientes de los beneficios de una integración regional a nivel eléctrico los intereses
individuales priman para cada uno de los países, por lo tanto la mayoría de acuerdos alcanzados se
tratan de acuerdos binacionales y no regionales.
Sin embargo analizando los diferentes planes de expansión de la región, en su mayoría, tienen como
una de sus principales directrices es la autosuficiencia energética, esto se aplica principal mente a
la dependencia de las diferentes naciones a los recursos de hidrocarburos externos. Sin embargo
esto ha dificultado y retrasado los proyectos de integración eléctrica.
Los casos que se pueden considerar de un gran avance en términos de integración son los proyectos
hidroeléctricos binaciones que se han realizado entre los países del cono sur donde se han unido los
esfuerzos de dos naciones para explotar un recuso compartido como los expuestos en la Tabla 6.3.
Otro caso de éxito importante es el proyecto SIEPAC donde se superaron las barreras políticas y
regulatorias para crear un mercado regional de energía eléctrica.
Existen diversas entidades privadas y públicas en ambientes políticos y técnicos, que vienen
trabajando desde los años 70 en la integración socio económico de Latinoamérica y todos estos
agentes concuerdan que el paso prioritario para lograr una integración económica es el
fortalecimiento de las redes eléctricas y de transporte terrestre.
Entidades como la OLADE y el Banco Interamericano de Desarrollo se pueden catalogar como las
principales entidades promotoras de integración eléctrica del continente realizando diversos
estudios técnicos y económicos asociados a los acuerdos internacionales, identificando necesidades
y oportunidades de inversión a lo largo del continente.
En América del Sur se han creado diversas alianzas entre países con el fin de fomentar el desarrollo
común como la comunidad Andina de Naciones (CAN) que según documentos publicados por la
OLADE se define como:
“La Comunidad Andina de Naciones (CAN) está constituida por Bolivia, Perú, Ecuador,
Colombia y Venezuela al cual se agrega un grupo de países asociados (Argentina, Brasil,
Uruguay y Paraguay) y otro de observadores (México, Panamá y Chile) y persigue acelerar el
desarrollo económico de sus países miembros de forma equilibrada y equitativa mediante la
integración económica haciendo leva sobre su pasado histórico común y a la existencia de
grades y variados recursos naturales, entre ellos los energéticos, que pueden ser explotados
con criterios de complementariedad y así optimizar su uso e impulsar el desarrollo sustentable
para mejorar así la condición de vida de la población. El sector ha sido la vanguardia del
proceso de integración energética en los países de la Comunidad Andina.
En enero de 2004, en la reunión de Ministros de Energía, Electricidad, Hidrocarburos y Minas
de la CAN celebrada en Quito, se fijaron las bases para la Alianza Energética Andina (AEA)
sobre cinco ejes temáticos: 1) la construcción de mercados integrados de energía de gas y
electricidad por medios de redes físicas y marcos regulatorios armonizados, 2) la inserción en
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los mercados internacionales de hidrocarburos bajo el precepto de la seguridad energética, 3)
la promoción del desarrollo empresarial, 4) referenciar el marco de negociación y clasificación
de los servicios energéticos en la OMC y otras agencia internacionales y 5) desarrollo de las
energías renovables y de la dimensión ambiental del sector energético.
En materia de la interconexión eléctrica entre países, la Decisión 536 de 2002 de la CAN
mediante la cual se fija el “Marco General para la Interconexión Subregional de Sistemas
Eléctricos e Intercambio Intracomunitario de Electricidad” estableció el marco jurídico
comunitario para impulsar los intercambios de electricidad entre los países miembros.
Producto de esta importante decisión se constituyeron varios grupos de trabajo para atender
el tema regulatorio y los temas relacionados con la planificación, para establecer algún tipo de
coordinación, con una visión de integración regional.” [40]
Otras entidades regionales con vocación integradora en la región son la Comisión de Integración
Electrica Regional (CIER) y la Asistencia Recíproca Petrolera Latinoamericana (ARPEL) han
trabajado desde su creación en los años 60s en propuesta metodológicas con enfoque técnico,
regulatorio y financiero para promover diversos proyectos a lo largo del continente.
De acuerdo con los análisis realizados por las diferentes entidades u organizaciones promotoras de
la integración energética se han detectado a la largo de la historia 2 principales barreras que
dificultan la aplicación de una SuperGrid en Latinoamérica, el primero es el marco regulatorio
debido a que de acuerdo con los intereses individuales de cada nación se crean restricciones de
diferentes índoles que pueden encarecer proyectos y dificultando su aplicación. La segunda barrera
es la organización del mercado, muchos de los países de la región mantienen un sistema
verticalmente integrado estatal bajo modelos de monopolio con control regulatorio, mientras que
otros países tienen un sistema privado con sistema desintegrado tanto vertical como
horizontalmente y otras estructuras intermedias.
En su mayoría los proyectos de integración regional, como los necesarios en la implementación de
una SuperGrid, debido a su envergadura requieren de altas inversiones, por los cual es necesario
considerar fuentes de financiación tanto en capital público como privado para su ejecución, para
esquemas de mercado puramente público es necesario crear modificaciones regulatorias que
permitan diferentes fuentes de financiación.
Dicha modificación de las regulaciones, considerando que se encuentra fuera del alcance de la
actual investigación, la restructuración regulatoria puede causar problemas en el mercado interno,
debido a la desigualdad de las economías de la región, no es posible comparar la economía de un
país centro americano con la economía de Brasil o Argentina, se pueden presentar problemas de
desabastecimiento causada por la falta de inversión o presentarse asimetrías de información que
conlleva a una disminución de la competencia y un alza de los precios. Por lo tanto es un tema
difícil de tratar y la principal barrera a la que se debe enfrentar el proyecto de SuperGrid
Latinoamericana.
Otro punto indispensable es la creación de un ente superior de control y despacho, que sea el
encargado del manejo de un mercado regional de energía eléctrica así como actualmente funciona
el MER en centro América, a manera de sugerencia se podría acoger el esquema utilizado por la
MER y evolucionar el ente para adoptar un mercado continental.
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8.1 Escenarios energéticos de Latinoamérica
El World Energy Council plantea 3 diferentes escenarios energéticos mundiales como respuesta al
análisis de cambio climático mundial y los acuerdos de mitigación de emisiones GEI, y publica en
el 2017 el documento “Escenarios Energéticos para América Latina y el Caribe” [86]. En este
documento se presentan los escenarios titulados “Samba”, “Tango” y “Rock” los cuales son
análogos a los escenarios planteados a nivel global: Jazz Moderno (Samba), Sinfonía Inconclusa
(Tango) y Hard Rock (Rock). La diferencia entre los dos tipos de escenarios es la visión sobre la
relevancia de Latinoamérica dentro del impacto mundial. Los escenarios consisten en:
En el escenario Samba se considera un alto crecimiento económico de la región (cerca de una 3,3%
anual) y una alta adopción de nuevas tecnologías a nivel de infraestructura eléctrica, donde se
consideran prioritariamente las plantas de generación, la eficiencia eléctrica en las cargas del
sistema, opciones de almacenamiento de energía. Esta tendencia regional será impulsada
principalmente por el mercado y las necesidades de mejorar la competitividad de los agentes de los
sistemas. A nivel de integración regional este escenario considera que se desarrollaran únicamente
los proyectos claves para impulsar el mercado limitando el concepto de SuperGrid a
interconexiones punto a punto entre los países. También considera una prioridad media a la des-
carbonización de la matriz energética, por lo tanto la participación del gas natural como fuente
primaria para la generación de energía eléctrica tiene una alta participación. La principal barrera a
superar para el fomento de este escenario es la regulación hacia los agentes del mercado. [86]
En el escenario Tango se considera un crecimiento económico medio de la región (cerca de un
2,7% anual) y una alta adopción de nuevas tecnologías enmarcadas en inversiones fuertes en
mitigación de emisiones de GEI, adaptación regional y alta integración regional impulsada por los
diferentes gobiernos de la región. También, se considera una alta prioridad la des-carbonización de
la matriz eléctrica, considerando las necedades de la demanda de la región es imposible pensar en
un esquema energético que no considere el gas natural como un fuente importante, sin embargo, en
este escenario se considera al gas natural como una fuente de aprovechamiento final de energía
(cocción, calefacción, refrigeración) y no se considera como fuente para la generación de energía
electrica. La principal barrera a superar para el fomento de este escenario es la participación de los
gobiernos locales con políticas energéticas que promuevan la cooperación y que tomen el liderazgo
ante las fuertes inversiones de infraestructura [86].
En el escenario Rock se considera un crecimiento económico bajo de la región (cerca de un 1,4%
anual) con un apoyo cada vez menor a las instituciones de desarrollo global remplazándolo por un
políticas de autosuficiencia energética, para cumplir con dicha autosuficiencia no se puede pensar
en una matriz eléctrica con una menor participación de los combustibles fósiles con altas emisiones
de GEI. La integración regional estaría limitada a proyectos de interés binacional [86].
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Tabla 8.1 Resumen comparativo de los escenarios planteados por WEC para Latinoamérica [86]
Características Samba Tango Rock
Productividad y
reforma
estructural
Crecimiento económico
alto (±3,3%) basado en
un alto nivel de
innovación y reforma
estructural exitosa.
Crecimiento económico
medio (±2,7%) con un
enfoque fuerte a la
sostenibilidad.
Crecimiento económico
bajo (±1,4%) y una
inversión limitada en
infraestructura.
Cambio
climático y
resiliencia
Prioridad media; la des-
carbonización está
delimitada por los
mercados de carbono y
medidas de adaptación
alineadas con los
mercados.
Prioridad alta;
inversiones fuertes en
mitigación y adaptación
regional.
Prioridad baja; Poco
enfoque en mitigación
y adaptación débil.
Integración
regional
Los proyectos clave de
la región son
impulsadas por la
economía de mercado.
Una gobernanza
regional amplia, que
cubre seguridad, des-
carbonización y
adaptación resiente.
Un sistema regional
fracturado con las
inversiones de cada
país enfocadas a su
interior.
Herramientas
dominantes para
actuar
Mercado Estado Trabajo a parches
Seguridad
energética
Mayor producción y
comercio de energía.
Mayor diversidad de
recursos energéticos.
Inversiones en
infraestructura
lideradas por el
gobierno.
Mayor producción
doméstica y menos
comercio.
Mayor vulnerabilidad a
los eventos climáticos
extremos.
Equidad
energética
Acceso a la energía
para todos. Progreso significativo. Progreso limitado.
Sostenibilidad
medioambiental
Progreso modesto en
mitigación y adaptación
Progreso en mitigación
y adaptación Progreso limitado.
Tendencia del
uso del petróleo
como energético
primario
Pico de consumo en
2040 a 412 MTOE
Pico de consumo entre
el 2030-2040 a 361
MTOE
El consumo se
estabiliza en 2040 a
427 MTOE
Uno de los puntos importantes de los escenarios planteados es sobre el uso de las fuentes primarias
de energía basadas en combustibles fósiles, en cuanto al carbón de acuerdo con el análisis del WEC
se llegara al máximo de demanda mundial y en especial en Latinoamérica en el 2020 por lo cual no
se plantea una proyección para ello. Por otra parte, en la Figura 8.1 se muestra la proyección de la
demanda del petróleo para cada escenario planteado, es importante destacar que el uso de
combustibles fósiles líquidos para los 3 escenarios, no se considera para la generación de energía
eléctrica sino es limitado al sector transporte y procesos industriales, en cuanto al gas natural para
los escenarios Samba y Rock considerarían una importante participación dentro de la matriz
energética del continente, y el escenario Tango limita el uso del gas natural como fuente primaria
de energía.
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Figura 8.1 Proyección de demanda de petróleo y gas natural para los escenarios planteados por el WEC [86]
Otro punto de análisis sobre los escenarios planteados es el de emisiones GEI en la Figura 8.2 se
puede ver la proyección de las emisiones de CO2eq para cada uno de los escenarios planteados,
para el escenario Tango se estima que alrededor del año 2030 se alcance al pico máximo de
emisiones con 1,5Gt de CO2, para el escenario Samba se estima que entre el 2040 y el 2050 alcance
el máximo de emisiones con 1,8 Gt de CO2eq y finalmente para el escenario Rock las emisiones
de carbono continuaran creciendo y alcanzarán 1,9 Gt de CO2eq en 2060. [86]
Figura 8.2 Proyección de emisión de GEI para los 3 escenarios planteados por el WEC [86]
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9 Conexiones internacionales en Latinoamérica
9.1 SIEPAC
Este sistema se puede considerar como el mayor avance en términos de acuerdos internacionales
para unificar el mercado eléctrico del continente acuerdos multilaterales para el comercio de
energía eléctrica, el proyecto inicio con la creación del Mercado Regional de Electricidad (MER)
a partir del cual se crearon 3 instituciones adjuntas para el manejo del sistema: el Ente Operador
Regional (EOR), encargado de la operación técnica y comercial del mercado; la Comisión Regional
de Interconexión Eléctrica (CRIE), encargado del área de regulación de la región, y la Empresa
propietaria de la Res (EPR).
El proyecto consta de una línea doble circuito de 230 kV de 1800 km de longitud que conecta todos
los países de Centroamérica (sin considerar a Belice) con 25 Subestaciones de acceso a lo largo de
su recorrido, este corredor permite el transporte de hasta 300MW entre los diferentes países. El
punto particular que hace de este proyecto un gran avance bajo el concepto de SuperGrid es que no
solo se limita a la infraestructura eléctrica sino también la creación del mercado eléctrico
competitivo de la región, superando las principales barreras políticas y regulatorias que impiden
aplicar este concepto en otros mercados internacionales. [40].
A pesar que México no hace parte del proyecto es importante considerar la interconexión existente
entre las subestaciones de Tapachula (México) y Los Brillantes (Guatemala) la cual consiste en un
circuito de 400 kV con una longitud de 103 km, con una capacidad de 200 MW de transporte, y
aunque se trata de un acuerdo bilateral tiene un impacto en el MER.
9.2 Colombia-Panamá
No existe en la actualidad una interconexión física entre los dos países, considerando que esta
conexión es indispensable para la ejecución de una SuperGrid Latinoamericana existen una
propuesta para realizarla por medio de una línea HVDC con un nivel de voltaje de 400 kV, una
capacidad de transmisión estimada en 300 MW interconectando las subestaciones de Cerromatoso
(Colombia) y Panamá II (Panamá) las cuales se encuentran a una distancia de 614 km de los cuales
se contemplan 55 km de tramo submarino. [87]
De ejecutarse este proyecto es un comienzo para la interconexión regional sin embargo
considerando las necesidades de Centroamérica y la oportunidad de generación eléctrica de bajo
costo en Suramérica la capacidad de transporte de 300 MW puede ser un fuete limitante para un
futuro mercado regional.
9.3 Colombia-Venezuela
Actualmente existen dos corredores de conexión entre Colombia y Venezuela:
Conexión por la guajira conexión de circuito sencillo de 220 kV entre las sub estaciones
de Cuestecitas (Colombia) y Cuatricentenario (Venezuela) con una capacidad máxima de
150 MW de transferencia y una distancia de 42 km.
Conexión en doble circuito de 220 kV entre las subestaciones de San Mateo (Colombia) y
Corozo (Venezuela) con una capacidad máxima de 300 MW de transferencia y una
distancia de 68.5 km.
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Es importante aclarar que debido a la situación socio política venezolana, el sistema eléctrico de
este país está pasando por una fuerte crisis energética y estas interconexiones con Colombia no se
están explotando y no se plantean nuevos corredores de conexión.
9.4 Colombia-Ecuador
Debido al desarrollo económico de ambos países, actualmente se cuenta con un corredor eléctrico
de una capacidad de transmisión considerable para ambos países dicho corredor consta de dos líneas
de transmisión doble circuito de 212 km de longitud a una tensión de 230 kV entre las sub
estaciones de Pomasqui (Ecuador) y Jamondino (Colombia), con capacidad de transferencia
máxima de 500 MW.
De acuerdo con los planes de expansión de transmisión de los países se encontró que Ecuador inicio
con la construcción de su primer circuito a 500 kV el cual contara con una sub estación (El Inga)
que se encuentra cerca de la frontera con Colombia por lo que se ha planteado un segundo corredor
de interconexión entre los dos países de 500 kV.
9.5 Venezuela-Brasil
Existe la interconexión Guri (Venezuela) y Roraima (Brasil) de 676km con una capacidad de 200
MW a un nivel de tensión de 230kV, el objetivo de esta interconexión es garantizar el suministro
eléctrico en la ciudad de Boa Vista debido a que esta no se encuentra interconectada con el sistema
eléctrico del Brasil.
9.6 Ecuador-Perú
Entre los dos países existe una línea de circuito sencillo de 230 kV con una longitud de 107 km,
entra las subestaciones de Machala (Ecuador) y Zorritos (Perú), con una capacidad máxima de
transferencia de 100 MW. Por lo estudiado en los planes de expansión asociados a cada país no se
cuenta con una idea de expansión para este corredor
9.7 Chile-Argentina
Entre los dos países existen dos interconexiones, la primera conecta la central de Termo Andes en
argentina con el SING de Chile, con el fin de suplir la demanda del sistema a partir de los recursos
gasíferos de Argentina, la interconexión de realiza en 3 circuitos a un nivel de potencia de 345 kV
cuenta con una capacidad de transmisión de 633MW y tiene una longitud de 408 km.
El segundo corredor de interconexión se encuentra al sur del continente en Rio Turbio (Argentina)
de donde se alimenta Puerto Natales (Chile) por medio de una línea de media tensión debido a lo
asilado del se sector.
9.8 Argentina-Uruguay
La principal interconexión entre los dos países es por medio del proyecto hidroeléctrico Binacional
de Salto Grande el cual cuenta con una capacidad instalada de 1890 MW con 14 turbinas que
abastecen los dos países.
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La segunda interconexión es entre las subestaciones de Colonia Elía (Argentina) y San Javier
(Uruguay) que se encuentran a un distancia de 400 km utiliza un nivel de tensión de 500 kV y
cuenta con una capacidad de transmisión de 1386 MW
Por ultimo existe una conexión a un nivel de tensión de 130 kV que puede re potencializarse a 150
kV entre las subestaciones de Concepción del Uruguay (Argentina) y Paysandú (Uruguay) con una
distancia de 70 km y una capacidad de transmisión de 150 MW.
9.9 Argentina-Paraguay
Entre estos dos países existen 4 puntos de conexión internacional, la principal de estas es la asociada
al proyecto hidráulico binacional de Yacyreta el cual tiene una capacidad de generación de 3000
MW que se dividen entre los dos países con posibilidad de venderse mutuamente los excedentes de
generación.
La asegunda interconexión es entre las subestaciones de Clorinda (Argentina) y Guarambaré
(Paraguay) con un nivel de tensión de 220 kV y una capacidad de transmisión de 150 MW
La restantes dos interconexiones son en sistemas de sub transmisión con niveles de voltaje de 132
kV y 33 kV con capacidades de 30 MW y 10 MW respectivamente.
9.10 Brasil-Paraguay
La principal interconexión de estos dos países se encuentra en el marco del proyecto hidroeléctrico
binacional de Itaipú, proyecto que cuenta con una capacidad de generación de 14000MW con un
total de 20 unidades generadoras, la energía generada por la planta de acuerdo con el tratado se
dividen en partes iguales a los dos países, sin embargo los excedentes de generación que se
presenten en el territorio paraguayo son comprados a precio de costo por Brasil por lo que
actualmente cerca del 80% de los generado por la central es consumido en territorio Brasilero.
Debido a esto último Paraguay está buscando la forma de vender dichos exentes a otros países y
así alcanzar un mejor margen de ganancias considerando las venas a un costo internacional de la
energía y no al costo marginal como funciona actualmente.
Se cuenta con otras 3 interconexiones adicionales con una menor potencia de transmisión; Acaray
(Paraguay)-Foz de Iguazú (Brasil) de 138 kV y 50MW de potencia, y se tienen otras dos de media
tensión con capacidades despreciables.
9.11 Brasil-Uruguay
La conexión con mayor capacidad de transmisión fue puesta en funcionamiento en el 2014 entre
las subestaciones de Pte. Medici (Brasil) y San Carlos (Uruguay) cuenta con una capacidad nominal
de transporte de 500MW a un nivel de tensión de 500 kV. Por otra parte en el 2001 entro en
funcionamiento la estación de conversora de frecuencia de Rivera con una capacidad nominal de
70 MW asociada a la subestación uruguaya de Santana do Livramento.
9.12 Brasil-Argentina
Existen 3 corredores en alta tensión con conectan los sistemas de transmisión, la principal conexión
es la de Rincón (Argentina) y Garabí (Brasil) la cual contempla a futuro un proyecto hidroeléctrico
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binacional llamado Garabí el cual busca optimizar el aprovechamiento del recurso en la frontera,
este proyecto considera una potencia instalada de 1800 MW y operaria bajo el mismo esquema de
las plantas binacionales de Itapú y Yacyretá. En el marco de este proyecto es importante la
construcción de una estación conversora de frecuencia ya que se considera la posibilidad de
exportar energía firme desde Argentina a Brasil producidas por platas de gas natural la conexión se
realiza a un nivel de tensión de 500 kV y considera una capacidad de transmisión de 2100 MW.
Adicionalmente, está la interconexión entre Rincón Santa Maria (Argentina) e Itá (Brasil) con un
nivel de tensión de 500 kV y una capacidad de transporte de 2000 MW a 270 km de distancia, y
por ultimo con una tensión inferior de 132 kV entre Paso de los Libres (Argentina) y Uruguaiana
con una capacidad pequeña de 50 MW
9.13 Brasil-Bolivia
Únicamente se cuenta con una conexión en media tensión que alimenta una zona aislada de Bolivia,
dicha conexión es entre San Matías (Bolivia) y Corixa (Brasil) a un nivel de tensión de 35kV
9.14 Resumen de interconexiones en Suramérica
En la Tabla 9.1 se muestra de forma resumida las conexiones internacionales de Suramérica hasta
el año 2014 publicado por CIER. [87]
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Tabla 9.1 Resumen conexiones internaciones en Suramérica (2014).
País A Subestación A País B Subestación B Voltaje [kV] Potencia [MW]
Argentina Salto Grande Uruguay Salto Grande 500 1890
Concepción del Uruguay Paysandú 132 150
Colonia Elia San Javier 500 1386
Argentina Yacyretá Paraguay Yacyreta 500 3000
Clorinda Guarambaré 220 150
El Dorado Mariscal López 132 30
Posadas Encarnación 33 10
Argentina Paso de los Libres Brasil Uruguaniana 132 50
Rincón Santa María Itá 500 2000
Rincón Santa María Garabí 500 2100
Paraguay Itaipú Brasil Itaipú 500 14000
Acaray Foz de Iguazú 138 50
Pedro Caballero Ponta Porá 22 6
Vallemí Porto Murtinho 23 6
Brasil Rivera Uruguay Livramento 230 70
Chuy Chui 15 6
Pte. Médici San Carlos 500 500
Argentina Río Turbio Chile Puerto Natales 33 4
C.T. TermoAndes Andes 345 633
Bolivia San Matías Brasil Coriza 35 5
Colombia Arauca Venezuela Guasdualito 34,5 6
Pto. Carreño Pto. Páez 34,5 7,5
Cuestecitas Cuatricentenario 220 150
Tibú La Fría 115 80
San Mateo El Corozo 230 150
Colombia Pasto Ecuador Quito 230 250
Jamondino Pamasqui 230 250
Ipiales Tulcán 138 35
Ecuador Machala Perú Zorritos 230 110
Bolivia La Paz Perú Puno 230 150
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10 Modelo caso de estudio
Uno de los objetivos principales de la investigación es realizar una muestra del potencial existente
en el continente para la implementación de una SuperGrid en Latinoamérica, para ello se plantea
un caso particular
10.1 Supuestos de la SuperGrid
Se requieren diferentes supuestos para caracterizar las necesidades de transporte, configuración
física, y las condiciones macro económicas de la SuperGrid. A partir de estas necedades se plantea
que:
En demanda de energía eléctrica, se consideran las proyecciones realizadas por las
diferentes entidades de planeamiento de sistemas eléctricos locales, dicha información no
es homogénea en términos de supuestos macroeconómicos, horizontes de tiempo y
actualización de la series de datos; por este motivo se parte del supuesto que la última
publicación oficial de cada país serán los datos utilizados en el caso de estudio, por otra
parte se completan los horizontes de tiempo con modelos lineales para la extrapolación de
los datos.
En generación de energía eléctrica, se parte de la base conceptual que una SuperGrid tiene
como principal directriz el fomento de la integración de generación renovable a gran escala
en el macro sistema de potencia. Bajo esta idea se toman dos decisiones sobre el escenario
de generación del caso de estudio, en primer lugar, no se consideraran nuevas plantas de
generación eléctrica térmicas basadas en la combustión no renovable (petróleo, Gas natural
y carbón), en segundo lugar, se espera que el aumento en la participación de fuentes
renovables no convencionales en la matriz energética del continente fije el factor de planta
de los sistemas en 0.6.
En transmisión de energía eléctrica, se plantean tres supuestos, en primer lugar, debido al
interés ecológico de la SuperGrid no se consideran líneas de transmisión invasivas en
reservas naturales ni grandes bosques del continente (se considera que los obstáculos de
menor escala se pueden rodear) limitando geográficamente algunas de las interconexiones.
En segundo lugar, las subestaciones asociadas a la SuperGrid serán ubicadas en
inmediaciones de grandes fuentes de generación futuras y centros de carga. Finalmente, se
espera que la SuperGrid cuente con una capacidad de transporte mínimo del 15% de
potencia de la región.
En regulación, se asume que no existen limitaciones socio-económicas o regulatorias para
la puesta en marcha del proyecto.
Debido a la gran cantidad de energía que se debe transportar en la red HVDC VSC se
requiere de un nivel de voltaje alto (comparable con el UHVAC), sin embargo, la
tecnología actual considera máximo de 500kV para dicha tecnología. de acuerdo con la
firma “Grid Innovation” se considera que debido al gran interés mundial por el desarrollo
de la tecnología HVDC VSC se espera que para el año 2020 se cuente con la tecnología
necesaria para desarrollar redes de hasta 800kV y 1100kV para el 2040. [88]. Considerando
estas proyecciones realizadas en el marco de la SuperGrid Europea se contemplan nuevos
límites de voltaje en el proyecto.
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No se consideran límites de presupuesto en la puesta en marcha del proyecto SuperGrid
Latinoamericana, se busca establecer los costos mínimos para los cuales se cumplen todos
los requerimientos técnicos del planteamiento.
10.2 Configuración geográfica del caso de estudio.
El planteamiento del sistema de SuperGrid se realiza en dos etapas la primera correspondiente a los
nodos o subestaciones DC necesarias para alimentar el contente, y la segunda etapa fue el diseño
de los posibles corredores para interconectar los nodos ya contemplados.
Para realizar la ubicación de los nodos se utilizaron los siguientes criterios
Todos los países considerados en el estudio deben contar con al menos un nodo
perteneciente a la SuperGrid
Los grandes puntos de consumo de energía eléctrica correspondientes a las grandes
ciudades del continente deben contar con un nodo de la SuperGrid en inmediaciones de su
periferia, no se contemplan nodos dentro de las orbes urbanas.
Se contemplan nodos asociados a los grandes puntos de generación actual y futura, los
puntos geográficos distantes con un gran potencial de generación deben contar con un
punto de acceso a la SuperGrid.
Los nodos se ubican bajo la premisa que se considera una zona ideal y no un punto exacto,
por lo tanto se utilizan nombres para las subestaciones indicando una zona del continente.
Para cada uno de los nodos se proyecta una demanda, utilizando una división porcentual
considerando mapas de densidad demográficas de cada país; y se proyecta una generación de
acuerdo con los potenciales naturales, factores de planta de las fuentes de generación y el despacho
del sistema. Con los datos de demanda y generación se calcula una inyección de potencia a la
SuperGrid como la diferencia entre las proyecciones. En la Tabla 10.1 se muestran los nodos
seleccionados como parte de la SuperGrid en el caso de estudio, con su demanda, generación bajo
el escenario climático intermedio y la inyección de potencia, para horizontes de mediano y largo
plazo.
Tabla 10.1 Subestaciones propuestas para el caso de estudio en el escenario climático intermedio
[MW] 2030 2050
País # S/E Demanda Generación Inyección de
potencia Demanda Generación
Inyección de potencia
Guatemala 1 Guatemala 3.513 7.400 3.887 6.167 9.745 3.578
El Salvador 2 El Salvador 1.516 2.767 1.251 2.483 2.767 284
Honduras 3 Honduras 2.665 7.388 4.723 5.670 9.354 3.684
Nicaragua 4 Nicaragua 1.290 3.290 2.000 3.346 6.328 2.982
Costa Rica 5 Costa Rica 1.849 10.148 8.299 2.220 39.949 37.729
Panamá 6 Panamá 5.882 13.709 7.827 13.574 13.709 135
Colombia
7 Colombia Central 7.459 13.789 6.330 14.153 46.502 32.349
8 Colombia Norte 4.475 9.176 4.701 8.492 24.688 16.196
9 Colombia Sur 2.983 5.043 2.059 5.661 10.020 4.359
Ecuador 10 Ecuador 6.013 15.578 9.565 14.674 17.476 2.802
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[MW] 2030 2050
País # S/E Demanda Generación Inyección de
potencia Demanda Generación
Inyección de potencia
Perú 11 Perú Central 9.688 16.343 6.655 20.435 42.928 22.493
12 Perú Sur 4.152 8.410 4.259 8.758 19.836 11.078
Bolivia 13 Bolivia 3.689 21.497 17.808 11.041 41.610 30.569
Chile
14 Chile Norte 3.321 18.051 14.730 5.185 31.950 26.765
15 Chile Central 9.298 12.188 2.890 14.518 25.017 10.499
16 Chile Sur 664 2.089 1.425 1.037 3.877 2.840
Argentina
17 Argentina Norte 4.359 8.940 4.581 7.143 11.911 4.769
18 Argentina Central 7.265 11.541 4.276 11.905 16.384 4.479
19 Argentina Oriental 10.171 19.943 9.772 16.666 22.555 5.888
20 Argentina Sur 581 6.240 5.659 952 7.845 6.893
21 Argentina Sur-Occidental 2.325 9.876 7.551 3.809 14.292 10.482
22 Argentina Sur-Oriental 4.359 8.073 3.714 7.143 9.767 2.624
Uruguay 23 Uruguay Central 1.899 2.300 401 2.820 6.976 4.156
24 Uruguay Norte 633 1.312 679 940 1.904 964
Paraguay 25 Paraguay Central 275 961 686 827 3.305 2.478
26 Paraguay Sur 642 8.413 7.771 1.930 29.528 27.597
Brasil
27 Brasil Sur 25.144 49.790 24.646 58.361 60.414 2.053
28 Rio Sao Pablo 41.907 38.895 -3.012 97.268 100.016 2.748
29 Brasilia 25.144 30.046 4.901 58.361 30.773 -27.588
30 Brasil Oriental 33.526 34.516 991 77.814 47.736 -30.079
31 Brasil Norte 21.792 26.113 4.321 50.579 32.929 -17.650
32 Amazonas Norte 6.705 14.369 7.664 15.563 48.338 32.775
33 Amazonas Central 8.381 14.369 5.987 19.454 48.338 28.884
34 Amazonas Sur 5.029 14.367 9.339 11.672 48.339 36.667
Venezuela
35 Venezuela Oriental 5.851 16.716 10.865 7.139 64.870 57.731
36 Venezuela Central 10.727 11.793 1.066 13.089 23.491 10.403
37 Venezuela Occidental 2.925 1.783 -1.143 3.570 30.957 27.387
En segundo lugar se plantean los corredores necesarios para implementar la red DC, para este paso
se utilizan los siguientes criterios
Todos los nodos del sistema den tener mínimo un corredor de transmisión asociado
Para determinar la longitud de cada corredor se utiliza Google Maps y se asume que las
líneas son construidas paralelas a corredores viales existentes por facilidad de instalación.
Los corredores deben cumplir las restricciones mínimas ambientales, no invadir grandes
zonas protegidas como reservas naturales, grandes bosques, cuencas hídricas de gran
escala, etc.
Considerando lo anterior en la Tabla 10.2 se muestran los corredores elegidos, con las distancias
por vías correspondientes.
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Tabla 10.2 Líneas de la red propuesta para el caso de estudio
Línea # S/E Salida # S/E Llegada Distancia [km]
1 1 Guatemala 2 San Salvador 229
2 2 San Salvador 3 Honduras 306
3 3 Honduras 4 Nicaragua 391
4 4 Nicaragua 5 Costa Rica 427
5 5 Costa Rica 6 Panamá 844
6 6 Panamá 8 Colombia Norte 646
7 8 Colombia Norte 7 Colombia Central 758
8 8 Colombia Norte 37 Venezuela Occidental 698
9 7 Colombia Central 9 Colombia Sur 657
10 9 Colombia Sur 10 Ecuador 569
11 10 Ecuador 11 Perú Central 1628
12 11 Perú Central 12 Perú Sur 1671
13 12 Perú Sur 13 Bolivia 1075
14 12 Perú Sur 14 Chile Norte 1722
15 13 Bolivia 17 Argentina Norte 1047
16 37 Venezuela Occidental 36 Venezuela Central 748
17 36 Venezuela Central 35 Venezuela Oriental 690
18 35 Venezuela Oriental 32 Amazonas Norte 712
19 32 Amazonas Norte 33 Amazonas Central 779
20 33 Amazonas Central 31 Brasil Norte 1257
21 31 Brasil Norte 30 Brasil Oriental 1438
22 31 Brasil Norte 29 Brasilia 1287
23 30 Brasil Oriental 29 Brasilia 2006
24 34 Amazonas Sur 29 Brasilia 2476
25 33 Amazonas Central 34 Amazonas Sur 894
26 29 Brasilia 28 Rio Sao Paulo 1268
27 29 Brasilia 25 Paraguay Central 1471
28 25 Paraguay Central 28 Rio Sao Paulo 1381
29 25 Paraguay Central 26 Paraguay Sur 635
30 26 Paraguay Sur 27 Brasil Sur 788
31 28 Rio Sao Paulo 27 Brasil Sur 1158
32 27 Brasil Sur 23 Uruguay Central 953
33 26 Paraguay Sur 24 Uruguay Norte 557
34 27 Brasil Sur 24 Uruguay Norte 842
35 24 Uruguay Norte 23 Uruguay Central 544
36 23 Uruguay Central 19 Argentina Oriental 377
37 24 Uruguay Norte 19 Argentina Oriental 548
38 24 Uruguay Norte 18 Argentina Central 881
39 18 Argentina Central 19 Argentina Oriental 583
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Línea # S/E Salida # S/E Llegada Distancia [km]
40 17 Argentina Norte 24 Uruguay Norte 1199
41 17 Argentina Norte 18 Argentina Central 837
42 17 Argentina Norte 14 Chile Norte 1014
43 14 Chile Norte 15 Chile Central 857
44 15 Chile Central 18 Argentina Central 845
45 18 Argentina Central 22 Argentina Sur Oriental 722
46 15 Chile Central 21 Argentina Sur Occidental 1215
47 19 Argentina Oriental 22 Argentina Sur Oriental 654
48 22 Argentina Sur Oriental 21 Argentina Sur Occidental 967
49 13 Bolivia 25 Paraguay Central 1061
50 21 Argentina Sur Occidental 20 Argentina Sur 788
51 20 Argentina Sur 16 Chile Sur 956
A continuación en la Figura 10.1 se presenta un mapa esquemático de la red propuesta para el caso
de estudio de la SuperGrid en América Latina.
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Figura 10.1 Mapa esquemático de la SuperGrid para el caso de estudio
10.3 Escenarios de generación.
Dado que los datos de generación presentados en la Tabla 10.1 corresponden a la proyección de
potencia instalada, es necesario considerar factores de planta típicos para cada fuente de generación
para modelar un despacho máximo, considerando esto, se plantean 3 posibles estados de generación
de acuerdo con las condiciones climáticas extremas (estado de lluvias, estado seco y estado
intermedio).
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Para este caso particular se consideran 6 tipos de fuentes de generación con factor de planta
constante (factor de planta independiente de las condiciones climáticas): Térmica, Nuclear,
Cogeneración, Solar FV, Geotérmica y Biomasa. Y 2 tipos de fuentes con factor de planta variable
dependiente de las condiciones climáticas: Hidráulica y Eólica. En la Tabla 10.3 se muestran los
valores de factor de planta implementados.
Tabla 10.3 Factor de planta por fuente de generación
Factor de Planta
Fuente Lluvia Intermedio Seco
Hidráulica 65% 60% 35%
Eólica 35% 45% 55%
Térmica N/A 80% N/A
Nuclear N/A 98% N/A
Cogeneración N/A 80% N/A
Solar FV N/A 30% N/A
Geotérmica N/A 90% N/A
Biomasa N/A 80% N/A
Estos factores de planta fueron calculados como el promedio redondeado de los utilizados en los
despachos de los países de Suramérica.
En segundo lugar se considera que debido a la gran extensión del subcontinente no es consistente
suponer un estado climático idéntico para todos los países, por lo cual se dividió el subcontinente
en 4 zonas geográficas de la siguiente manera:
Zona 1: Centro América
Guatemala El Salvador Honduras
Nicaragua Costa Rica Panamá
Zona 2: Andina
Colombia Ecuador
Perú Venezuela
Zona 3: Cono Sur
Argentina Chile Uruguay
Paraguay Bolivia
Zona 4: Brasil
Brasil
Con esta división geográfica se plantean 17 escenarios de generación que se explican en la Tabla
10.4.
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Tabla 10.4 Escenarios de generación para el caso de estudio.
# Escenario Centro
América Andina Cono Sur Brasil
Probabilidad de ocurrencia
1 Intermedio Intermedio Intermedio Intermedio 14.96%
2 Lluvia Lluvia Lluvia Lluvia 0.16%
3 Lluvia Lluvia Lluvia Seco 0.47%
4 Lluvia Lluvia Seco Lluvia 1.19%
5 Lluvia Lluvia Seco Seco 2.57%
6 Lluvia Seco Lluvia Lluvia 4.85%
7 Lluvia Seco Lluvia Seco 7.94%
8 Lluvia Seco Seco Lluvia 11.29%
9 Lluvia Seco Seco Seco 13.94%
10 Seco Lluvia Lluvia Lluvia 13.94%
11 Seco Lluvia Lluvia Seco 11.29%
12 Seco Lluvia Seco Lluvia 7.94%
13 Seco Lluvia Seco Seco 4.85%
14 Seco Seco Lluvia Lluvia 2.57%
15 Seco Seco Lluvia Seco 1.19%
16 Seco Seco Seco Lluvia 0.47%
17 Seco Seco Seco Seco 0.16%
En Anexo Excel “Escenarios de generación; Subestaciones 30” y “Escenarios de generación;
Subestaciones 50” se puede ver el detalle del cálculo de la generación para cada nodo en cada
escenario.
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11 Resultados caso de estudio
Cumpliendo paso a paso la metodología propuesta, se obtiene dos resultados, uno para el mediano
plazo (año 2030) y otro para el largo plazo (año 2050). Los resultados incluyen:
Costo de la alternativa óptima: dicho dato considera únicamente los costos asociados al
sistema de transmisión (conductores, servidumbres, pérdidas y estructuras).
Estatus de cada corredor de transmisión: refleja si está o no activa una línea en la solución.
Numero de sub-conductores: muestra el número de conductores necesarios en cada fase de
los bipolos.
Numero de circuitos: agrupa los sub-conductores en circuitos bipolares con 4
subconductores por fase.
Potencia mínima transmitida por cada corredor de transmisión
Potencia máxima transmitida por cada corredor de transmisión
Promedio de perdías
Porcentaje de las pérdidas con respecto al total transmitido.
11.1 Resultados a mediano plazo (Año 2030)
Se modela el sistema con:
𝑆𝑏𝑎𝑠𝑒 = 1000 𝑀𝑉𝐴
Voltaje nominal para todo el sistema de 𝑉𝑏𝑎𝑠𝑒 = 800 𝑘𝑉
Se toma como Nodo Slak el nodo de “Brasil Sur”
Se toman 50.000 individuos para la optimización del “DE”
La solución óptima tuvo un costo asociado al sistema de transmisión de 5.448 Millones de USD
de junio del 2017.
El promedio de perdidas fue de 3.446 MW el cual corresponde al 1.54% del total de potencia
transmitida que es de 222.619MW.
En la Tabla 11.1 se muestra: el estatus de cada línea donde 1 es activo y 0 inactivo, Numero de sub-
conductores, Numero de circuitos y la potencia máxima y mínima de cada línea.
Tabla 11.1 Resultado óptimo para mediano plazo
Línea Estatus Sub-
conductores Circuitos
P Min [MW]
P Max [MW]
1 1 11 3 568 1.349
2 1 4 1 742 1.733
3 1 5 2 1.734 3.097
4 1 7 2 2.467 4.031
5 1 8 2 5.831 8.581
6 1 13 4 6.487 8.767
7 1 2 1 609 3.255
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Línea Estatus Sub-
conductores Circuitos
P Min [MW]
P Max [MW]
8 1 9 3 8.731 12.805
9 1 12 3 839 2.097
10 1 4 1 956 1.909
11 1 2 1 952 1.946
12 1 2 1 336 2.571
13 1 14 4 1.687 4.459
14 1 12 3 345 2.112
15 1 11 3 932 1.186
16 1 16 4 6.810 10.845
17 1 13 4 3.335 7.947
18 1 12 3 7.308 13.807
19 1 11 3 9.586 15.066
20 1 9 3 10.671 13.038
21 1 10 3 5.749 6.587
22 1 6 2 94 1.590
23 1 9 3 6.201 7.547
24 1 7 2 3.364 4.814
25 1 11 3 552 1.514
26 1 8 2 1.758 4.631
27 1 7 2 6.732 8.926
28 1 12 3 9.834 10.441
29 1 6 2 5.304 7.967
30 1 10 3 35 3.523
31 1 8 2 10.039 13.677
32 1 10 3 3.925 6.842
33 1 6 2 3.747 4.647
34 1 9 3 3.955 7.222
35 1 7 2 100 308
36 1 11 3 4.712 7.247
37 1 8 2 2.417 3.349
38 1 9 3 2.963 4.598
39 1 7 2 1.502 2.731
40 1 8 2 2.324 4.030
41 1 10 3 623 1.778
42 1 8 2 2.555 3.696
43 1 12 3 1.987 3.181
44 1 10 3 2.841 4.494
45 1 7 2 787 1.153
46 1 13 4 3.235 3.707
47 1 10 3 3.394 4.954
Página 142 de 155
Línea Estatus Sub-
conductores Circuitos
P Min [MW]
P Max [MW]
48 1 8 2 3.917 4.923
49 1 8 2 10.705 12.692
50 1 7 2 3.652 4.229
51 1 7 2 390 664
11.2 Resultados a largo plazo (Año 2050)
Se modela el sistema con:
𝑆𝑏𝑎𝑠𝑒 = 1000 𝑀𝑉𝐴
Voltaje nominal para todo el sistema de 𝑉𝑏𝑎𝑠𝑒 = 800 𝑘𝑉
Se toma como Nodo Slak el nodo de “Brasil Sur”
Se toman 50.000 individuos para la optimización del “DE”
La solución óptima tuvo un costo asociado al sistema de transmisión de 14.199 Millones de USD
de junio del 2017.
El promedio de perdidas fue de 19.081 MW el cual corresponde al 2.81% del total de potencia
transmitida que es de 677.892 MW.
En la Tabla 11.2 se muestra: el estatus de cada línea donde 1 es activo y 0 inactivo, Numero de sub-
conductores, Numero de circuitos y la potencia máxima y mínima de cada línea.
Tabla 11.2 Resultado óptimo para largo plazo
Línea Estatus Sub-
conductores Circuitos
P Min [MW]
P Max [MW]
1 1 13 4 48 303
2 1 8 2 395 962
3 1 18 5 818 1.598
4 1 14 4 68 968
5 1 10 3 15.844 19.326
6 1 14 4 9.091 11.454
7 1 13 4 5.732 718
8 1 16 4 13.188 21.875
9 1 12 3 12.819 8.799
10 1 11 3 12.473 9.111
11 1 5 2 4.976 7.289
12 1 5 2 7.951 12.275
13 1 16 4 7.769 12.626
14 1 12 3 3.806 326
15 1 16 4 6.244 2.037
16 1 24 6 30.059 35.014
17 1 32 8 29.141 34.205
Página 143 de 155
Línea Estatus Sub-
conductores Circuitos
P Min [MW]
P Max [MW]
18 1 24 6 56.497 62.172
19 1 33 9 66.804 73.631
20 1 29 8 69.587 81.131
21 1 13 4 27.152 31.660
22 1 11 3 12.758 8.550
23 1 16 4 22.366 20.885
24 1 11 3 17.242 21.879
25 1 12 3 1.501 3.595
26 1 14 4 5.750 1.931
27 1 31 8 32.735 28.241
28 1 15 4 11.462 13.136
29 1 33 9 26.724 22.264
30 1 18 5 9 3.895
31 1 21 6 30.856 27.803
32 1 23 6 11.299 7.910
33 1 10 3 9.609 7.514
34 1 10 3 6.093 4.127
35 1 8 2 75 882
36 1 20 5 9.608 7.047
37 1 11 3 2.814 2.160
38 1 12 3 6.530 5.051
39 1 11 3 4.900 6.539
40 1 13 4 5.347 6.781
41 1 33 9 3.875 6.340
42 1 10 3 7.569 5.282
43 1 14 4 5.999 7.677
44 1 19 5 6.562 10.052
45 1 15 4 898 247
46 1 15 4 3.847 2.428
47 1 17 5 7.974 6.267
48 1 11 3 7.686 7.022
49 1 11 3 17.889 19.742
50 1 8 2 5.134 5.028
51 1 15 4 1.120 802
Finalmente el estimado de transmisión de potencia entre países en un horizonte de tiempo de largo
plazo se puede ver en la Figura 11.1.
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Figura 11.1 transporte de potencia máxima estimado en la SuperGrid Latinoamericana para un horizonte de tiempo de
largo plazo
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12 Conclusiones
La metodología propuesta en este artículo muestra la oportunidad que tiene la región para garantizar
la seguridad energética en un horizonte de largo plazo. Considerando los resultados de la
investigación, se puede asegurar que, en un contexto socio-político de alta preocupación climática,
la línea de desarrollo de una SuperGrid es una alternativa viable para la integración de los sistemas
latinoamericanos y la masiva inclusión de recursos renovables distantes.
Durante la adquisición de datos necesarios para caracterizar las proyecciones de demanda y
generación de energía eléctrica en Latinoamérica, se detectaron importantes vacíos en la
información pública de algunos de los países de la región. Se detectaron dos problemáticas entorno
a la información, la primera es, la falta de interés estatal para desarrollar un planeamiento
estructurado, los países de la región con un menor desarrollo económico no consideran el
planeamiento como una política energética relevante y se enfocan en metas de corto plazo. La
segunda problemática detectada, fue la privacidad de los datos, los países con un sistema eléctrico
con alta participación estatal, no presentan informes técnicos concluyentes. Estas barreras en la
información crearon la necesidad de implementar diferentes métodos estadísticos para
complementar la información disponible. Para futuras actualizaciones de la investigación, es
necesario plantear nuevas metodologías para la estandarización de datos del sector eléctrico de la
región.
Por otra parte, las políticas energéticas que reportan los diferentes países latinoamericanos, tienen
como principal directriz disminuir la pobreza energética mediante un enfoque de autosuficiencia.
Este enfoque de desarrollo regional, encamina al continente al escenario energético “Rock”
propuesto por el WEC, y representa una fuerte barrera a la integración de la región de la región, y
por lo tanto, al planteamiento de la SuperGrid Latinoamericana. De la mano de esta investigación
técnica se requiere un planteamiento político que alinea los intereses de la región.
En este artículo se detectó que, la necesidad de explotar todos los potenciales eléctricos de la región
es el único camino para mantener la seguridad energética del continente, en conformidad con la
tendencia mundial de la descarbonificación de la matriz energética. En su mayoría los grandes
potenciales de generación eléctrica renovable se encuentran en zonas remotas del continente lo cual
genera nuevos retos en términos de sistemas de transmisión, y se demostró que una SuperGrid es
una inversión factible para responder a estas nuevas necesidades.
A nivel técnico, se encontraron cuatro temas fundamentales en el desarrollo de este artículo. En
primer lugar, en la investigación de planteo la SuperGrid como una capa superior a los diferentes
sistemas locales, de acuerdo con los análisis expuestos, esta propuesta topológica representa un
ideal para el macro proyecto, sin embargo, para crear un mapa de ruta de la SuperGrid
Latinoamericana, es necesario contemplar estudios de integración sectorial entre los sistemas
eléctricos locales y las primeras etapas de la SuperGrid.
El segundo tema fundamental, fue la tecnología, el planteamiento principal de la SuperGrid
considera la tecnología de HVDC Grid. Durante la investigación tecnológica preliminar de este
artículo se estudiaron proyectos que implementan MTDC como solución a la interconexión de
generación remota con las redes locales pero no se encontró información comercial de proyectos
de HVDC Grid. Esto de sebe que los dispositivos tipo Switch para DC, aún se encuentran en etapa
de investigación y de prototipo, sin embargo, se espera que este tipo de dispositivos tengan un
desarrollo comercial en el futuro cercano.
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El tercer punto técnico critico que se detectó, en la ejecución de la metodología propuesta en este
artículo, fue el ajuste del despacho eléctrico de las fuentes del continente. Las pruebas en estado
estable de la SuperGrid arrojaron concluyentemente una fuerte dependencia del despacho, esto
debido a que cada zona geográfica se caracteriza por la participación mayoritaria de una tipo de
fuente específica, esto determina las necesidades de transporte y por ende determina la robustez de
la red. Para fines prácticos en las pruebas se asumió un despacho equitativo entre las fuentes
disponibles considerando su factor de planta típico. Ajustar el despacho eléctrico bajo una premisa
económica ajustaría la dimensión de la SuperGrid a las necesidades reales del continente.
Finalmente la investigación arrojo como principal barrera técnica el mantener los límites de voltaje
en las sub-estaciones DC. Debido a que la tecnología de HVDC Grid se encuentra en una etapa
inicial de desarrollo no se cuenta con normatividad que especifique los límites de operación de
voltaje, por lo que fue necesario asumir limites análogos a los utilizados en las redes AC.
Adicionalmente, es necesario considerar que la potencia trasmitida por una línea DC depende
directa y proporcionalmente al delta de voltaje entre sus terminales y la resistencia del conductor.
Esto genera niveles de voltaje extremos en la red, debido al efecto cascada. Para regular los perfiles
de voltaje se recurrió a dos parámetros, en primer lugar se consideró como nodo slack un nodo
central (en términos geográficos) con una importante capacidad de generación y se ajustó su perfil
de voltaje en el límite superior, el segundo parámetro fue la resistencia del conductor, a menor
resistencia se requiere de un delta de volteje menor para trasmitir la misma potencia.
Esta problemática puede sobredimensionar la transmisión, se plantean 3 posibles alternativas, fuera
de los alcances del artículo, para mitigar el efecto de esta barrera técnica. La primera alternativa es,
aumentar los límites operativos de voltaje, estos límites dependen de los dispositivos de la red y se
requiere de información de las hojas de datos de los fabricantes, dado que dichos dispositivos no
son comerciales, todavía no se pueden hacer supuestos sin el acopañamiento de los desarrolladores
de la tecnología. La segunda alternativa es, dividir la red en zonas geográficas, esto permitiría tener
más de un nodo Slack en la red facilitando la regulación de voltaje. Finalmente, se puede plantear
el uso de sistemas de control de voltaje DC, esta tecnología se ha planteado en numerosos artículos
investigativos pero no hay evidencia de un desarrollo de un prototipo por parte de los fabricantes.
Para cualquiera de estas alternativas es importante realizar un estudio de beneficio/costo para
determinar las ventajas o desventajas de su implementación dentro del planteamiento de la
SuperGrid Latinoamericana.
Otro punto crítico al que se enfrentó esta investigación, fue el costo computacional del proceso de
optimización, en este artículo se utilizó la metodología de Evolución Diferencial integrada con el
criterio de óptimo de Pareto, debido a sus beneficios en términos de versatilidad y sencillez del
proceso, sin embargo, fue necesario invertir una gran capacidad computacional para obtener
resultados satisfactorios.
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13 Trabajo futuro
A lo largo de la investigación se detectaron varios temas que quedaron fuera de los alcances del
planteamiento inicial. El tema de una SuperGrid Latinoamericana se encuentra en una etapa de
planteamiento que necesita mucha investigación en diversos frentes técnicos, políticos, sociales,
financieros, de mercado, entre otros. En esta sección se pretende proponer los temas más cercanos
que necesitan un mayor desarrollo para complementar esta tesis.
El despacho es un factor importante de decisión para determinar las necesidades de
transporte de un sistema de la envergadura de una SuperGrid, uno de los principales
directrices del proyecto es viabilizar la inversión en generación remota de gran escala para
ello es indispensable conocer los costos marginales de cada fuente de generación y
determinar su oportunidad de despacho.
Consideración de control de voltaje: en la actualidad es poca la información en la literatura
sobre sistemas de control de voltaje nodal en sistemas MTDC. En la presente tesis de
detecto que el perfil de voltaje es el principal limitante del sistema por lo que fue necesario
aumentar considerablemente la cantidad de líneas del sistema. Se cree que un
planteamiento que considere controles de voltaje nodales puede disminuir la necesidad
conductores y disminuyendo costos ayudando a la viabilidad del proyecto.
Análisis de la SuperGrid por zonas, para optimizar el nivel de voltaje: al igual que los
controles de voltaje nodal, otra alternativa puede ser la división de la SuperGrid mediante
tecnología de transformación DC. Con esta tecnología se puede zonificar el continente
permitiendo optimizar el voltaje de cada zona dependiente de las necesidades de
transmisión, adicionalmente, ubicando diferentes nodos Slack (o de referencia) se podría
mejorar los perfiles de voltaje disminuyendo la necesidad conductores, permitiendo el uso
de un nivel de voltaje inferior reduciendo costos y ayudando a la viabilidad del proyecto.
Análisis internos de los países sin un planeamiento estructurado: uno de los grandes retos
al que se enfrentó esta tesis fue la recolección de datos de los países del continente, para
mejorar la información de entrada es necesario trabajar en el planeamiento interno de los
países. Muchos de los países no cuentan con un sistema de planeamiento estructurado que
entorpece los resultados y los países que cuentan con esta información siguen lineamientos
muy diferentes entre sí. Por ello se debe trabajar en una estructuración normativa para la
realización del planeamiento de la región buscando una estandarización y mayor calidad
de las proyecciones, potenciales de energía, y documentación de los sistemas de
transmisión.
Implementar diferentes métodos de optimización para mejorar los tiempos de cómputo: a
nivel se simulación la tesis se enfrentó a un alto costo computacional debido al método de
optimización implementado (Evolución Diferencial), se cree que implementando un
método diferente se podría encontrar la mejor alternativa en un menor tiempo, permitiendo
realizar diversas pruebas adicionales que mejorarían el resultado.
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